Your SlideShare is downloading. ×
Libro Terminación de Pozos
Upcoming SlideShare
Loading in...5
×

Thanks for flagging this SlideShare!

Oops! An error has occurred.

×

Saving this for later?

Get the SlideShare app to save on your phone or tablet. Read anywhere, anytime - even offline.

Text the download link to your phone

Standard text messaging rates apply

Libro Terminación de Pozos

2,049
views

Published on

Terminación de Pozos Petroleros

Terminación de Pozos Petroleros


0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total Views
2,049
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0
Actions
Shares
0
Downloads
118
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

Report content
Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
No notes for slide

Transcript

  • 1. Terminación y Mantenimiento de Pozos 1 Terminación y Mantenimiento de Pozos ÍNDICE Página I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS 5 Planeación de la terminación 5 Programa de operación 5 Análisis de información 5 Muestras de canal y corte de núcleos 5 Gasificación y pérdidas de circulación 6 Correlaciones 6 Antecedentes de pruebas durante la perforación 6 Pruebas de formación 7 II. ANÁLISIS DE REGISTROS 7 Registro en agujero descubierto 7 Registro en agujero entubado 12 III. TOMA DE INFORMACIÓN 12 Registros de presión 13 Registro de producción (PLT) 14 Registro de evaluación de cementación 14 IV. CEMENTACIÓN DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN 14 Tuberías de explotación 14 Tuberías de explotación cortas 14 Operaciones previas a la cementación 16 Operaciones durante la cementación 16 Introducción de la tubería de revestimiento 17 Operaciones posteriores a la cementación 18 V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 19 Propiedades de la tuberías y de las juntas 19 Clase de tuberías de producción 19 Consideraciones de diseño 20 Accesorios de los aparejos de producción 21 Equipo de control subsuperficial 21 Empacadores 23 Determinación del peso de anclaje 24 Conexiones superficiales de control 25
  • 2. Terminación y Mantenimiento de Pozos 2 Optimación de los aparejos de producción 28 VI. ANÁLISIS NODAL 29 VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO 30 Fluidos utilizados durante la terminación 31 Daño a la formación productora 31 Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras 32 Composición y propiedades de las salmueras 32 Cálculos para el cambio de densidad de salmueras 34 Corrosividad de las salmueras 41 Tipos de corrosión 42 Factores que afectan la tasa de corrosión 43 VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL 45 Objetivos del desplazamiento 45 Recomendaciones previas al lavado del pozo 47 Espaciadores y lavadores químicos 48 Fluidos empacantes 48 IX. DISEÑO DE DISPAROS 50 Pistolas hidráulicas 51 Cortadores mecánicos 51 Taponamiento de los disparos 52 Limpieza de los disparos taponados 52 Control del pozo 54 Penetración contra tamaño del agujero 56 Planeación del sistema de disparo 56 Desempeño de las cargas 56 Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad 57 Procedimento de operación 59 Selección óptima de disparos utilizando software técnico 60 X. ESTIMULACIÓN DE POZOS 61 Determinación del tipo de daño a la formación 61 Selección del tipo de tratamiento 64 Análisis de muestras y pruebas de laboratorio 64 XI. TÉCNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS 65 Estimulación matricial 65 Surfactantes 66 Tipos de acido 69 Diseño de una estimulación 69 Procedimiento operativo para realizar una estimulación 72 XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 73
  • 3. Terminación y Mantenimiento de Pozos 3 Conceptos básicos 73 Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante 77 Fracturamiento ácido 78 Fracturamiento con apuntalante 79 Fracturamiento con espumas 81 Fracturamiento con gas altamente energizado 82 XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS 83 Tópicos de terminación 86 XIV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS 88 Consideraciones de diseño 89 MANTENIMIENTO DE POZOS XV. INTRODUCCIÓN, DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN 93 XVI. REPARACIÓN MAYOR 93 Procedimiento operativo 95 XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS 103 Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara 105 Procedimento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora 106 XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 109 Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos 109 Control del pozo 124 Inducciones 128 Inducción por empuje o implosión 131 Toma de muestras 142 Procedimientos operativos para el muestreo 148 Moliendas 154 Consideraciones en la selección y operación de cargas puncher 155 Vibraciones de sartas 156 Consideraciónes para la desconexión de tuberías 158 Cortadores de tubería 158 XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN 159 Bibliografía 161
  • 4. Terminación y Mantenimiento de Pozos 4 161 c) Fluidos de control d) Material químico e) Tuberías Anclaje de empacadores en: Fluidos a) Para perforación b) Para terminación c) Filtrado de fluidos de terminación Servicios de Ingeniería Indirectos y de administración Bibliografía 1. Short, "Jim", J.A.;" Fishing and Casing Repair, Edi- torial Pennwell, 19. 2. Kemp Gore;" Oilwell Fishing Operations: Tools and Techniques", Second Edition Golf Publishing Compañy.1990. 3. Wells Michael;"Perforating Design" Curso Villa- hermosa TAB. Octubre 1999. 4. Chang K.S.; " Water Control Diagnostic Plots"; SPE 30775. 5. Rasso Zamora Carlos y Najera Romero Salvador; " Determination of the Drilling Cost and Well Maintenance System in Pemex Perforación y Man- tenimiento de Pozos"; SPE 40045. 6. Subiaur Artiachi Servio Tulio;" Disparos Diseño y Procedimientos", PEP, REGION Sur, Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera Edición 1995. 7. Niño Chaves Mario A;" Manual de Empacadores y Retenedores", PEP, REGION Sur, Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera Edición 1995. 8. Sánchez Zamudio Miguel y Velez Martínez Ma- nuel;" Diseño Manejo y Selección de Tuberías de Producción", PEP, REGION Sur, Gerencia de Per- foración y Mantenimiento de Pozos, Primera Edi- ción 1995. 9. Mora Ríos Alfonso y López Valdéz Israel;" Manual de evaluación de Formaciones , PEP, REGION Sur, de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Prime- ra Edición 1995. 10.Reparación de Pozos I Nivel 3 Coordinación de Mantenimiento de Pozos. 11.Reparación de Pozos II Nivel 3 Coordinación de Mantenimiento de Pozos. 12.Reparación de Pozos III Nivel 4 Coordinación de Mantenimiento de Pozos. 13.Reparación de Pozos IV Nivel 4 Coordinación de Mantenimiento de Pozos. 14.Manual de Procedimientos Técnico Operativos en Campo, Tomos I, II, III, IV, V, PEP; Perforación y Mantenimiento de Pozos, Sugerencia de Termi- nación y reparación de Pozos. 15.Garaicochea P. Francisco; " Apuntes de Estimu- lación de Pozos ", Facultad de Ingeniería UNAM. 16.Garaicochea P. Francisco y Benitez H. Miguel A" Apuntes de Terminación de Pozos", Facultad de Ingeniería UNAM. 17.Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services, 1998-99, 43rd, Edition Published by World Oil, Golf Publishing Compañy.
  • 5. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 5 Terminación y Mantenimiento de Pozos I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS Planeación de la terminación La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la ulti- ma tubería de revestimiento de explotación y se rea- liza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocar- buros o taponado si así se determina. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción optima de hidrocarburos al menor costo. Para que esta se realice debe hacer- se un análisis nodal para determinar que aparejos de producción deben de utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento. (tipo de formación, mecanismo de empuje etc.) En la elec- ción del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: Muestra de ca- nal, núcleos, pruebas de formación análisis petrofisicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación. Programas de operación Es desarrollado por el Ingeniero de proyecto y es creado con información de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos veci- nos a él al tratarse de pozos en desarrollo, consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño de disparos, y la prueba de intervalos productores, con el fin de explotar las zonas de interés de poten- cial económico. Análisis de información Para desarrollar la planeación de la terminación se deberá de contar con la información del pozo a in- tervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida de: Registros geofísicos, muestras de canal, corte de núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, co- rrelaciones, antecedentes de pruebas durante la perforación, pruebas de formación (DST). Esta in- formación se evaluara con el propósito de determi- nar cuales son las zonas de interés que contengan hidrocarburos y a través de un análisis nodal se dise- ñaran los disparos, diámetros de tubería de pro- ducción y diámetros de estranguladores para mejo- rar la producción del yacimiento. Muestras de canal y corte de núcleos Las muestras de canal se obtienen durante la perfo- ración, son los fragmentos de roca cortados por la barrena y sacados a la superficie a través del sistema circulatorio de perforación, el recorte es recolectado en las temblorinas para su análisis. Estas muestras proporcionan información del tipo de formación que se corta, características de la roca como son: la Porosidad (φ), Permeabilidad (K), saturación de agua (Sw), Saturación de aceite (So), Compresibilidad de la roca ( C ). Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grande que son cortados por una ba- rrena muestreadora constituidas por : tambor o barril exterior, tambor o barril interior, retenedor de núcleo, cabeza de recuperación , válvula de alivio de presión. La practica de corte de núcleos se usa pre- ferentemente en áreas no conocidas y su operación consiste: a. El equipo muestreador es instalado en el ex- tremo inferior de la sarta de perforación y se introduce hasta el fondo del agujero. b. La barrena empieza a cortar el núcleo perfo- rando solamente la parte del borde exterior y, al mismo tiempo, el núcleo va siendo alojado en el barril interior. c. Cuando se termina de cortar el núcleo este es retenido por el seguro retenedor. d. Posteriormente es sacado el núcleo del barril 160 Ahora bien, para hablar de costos debemos tener clara las diferencias entre los conceptos costo y gas- to, precio y utilidad. Gasto. Es el flujo de efectivo que se ve reflejado di- rectamente en caja. En algunos casos se puede igua- lar al costo; esto es, cuando los servicios utilizados en la intervención son proporcionados por la com- pañías de servicio. En caso contrario, cuando son por administración, siempre serán menor al costo. Costo. Es el flujo de efectivo reflejado en caja, más los gastos contables como depreciación de los equi- pos, servicios y productos proporcionados por otras entidades, tales como servicio medico, telecomuni- caciones, combustibles, lubricantes, etc. Precio. Es el costo del servicio proporcionado. Se establece de acuerdo con el comportamiento del mercado y engloba los conceptos de gasto, riesgo y utilidad. Utilidad .- Es la diferencia entre el costo y el precio, normalmente se maneja en porcentaje. Riesgo.- Son aquellos eventos imponderables que pueden o no ser del conocimiento del Diseñador y afectan el estado de resultados de la intervención, por lo deben ser considerados en el costeo del pozo. Por ejemplo los conceptos manejados en el costeo en una intervención de mantenimiento mayor de reentrada, se listan a continuación: Concepto Costo día/equipo Materiales Tubería de revestimiento Accesorios de tubería de revestimiento Tuberías de producción Accesorios para aparejo de producción Empacadores y retenedores Molinos, escariadores, barrenas y herramientas de percusión Combinaciones Servicios Apertura de ventana Perforación direccional. Prueba de lubricador Apriete computarizado (llave y computadora) TR`s y TP Disparos Estimulación Registros Instalación de bola y niple colgador Cementación de TR`s y TXC (Tapón por Circulación) Mantenimiento, instalación y prueba del ½árbol Nitrógeno Pruebas hidráulicas Herramientas especiales Tubería flexible Unidad de alta presión Unidad Línea de Acero (registro de gradientes y muestras) Transporte de: a) Equipo (desmantelar transportar e instalar ) b) Personal, accesorios y material diverso Figura 68 Cortador de tubería químico (supe- rior). Corte efectuado (inferior)
  • 6. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 6 muestreador. Se extrae solamente este barril ya que es independiente del equipo. Se debe procurar obtener los 9 metros que es la lon- gitud del barril, el núcleo proporciona mayor infor- mación sobre la litología y el contenido de fluidos. La decisión de obtener núcleos se toma cuando se presenta una aportación de hidrocarburos en rocas almacenadoras, y cuando los registros geofísicos indican una zona de posibilidad de contenido de hi- drocarburos. El corte de núcleos de pared del pozo es realizado con un equipo que trabaja a través de percusión. Este tipo de núcleos puede ser orientado para deter- minar los esfuerzos a los que es sometida la roca. Gasificación y perdidas de circulación Durante la perforación se presentan gasificaciones que indican posibles acumulaciones de hidrocarbu- ros y proporcionan información aproximada de una densidad equivalente a la presión de poro. Las gasificaciones consisten en la contaminación del lodo de perforación por un flujo de gas que sale de la formación hacía el pozo provocado por una presión diferencial a favor de la formación productora (la presión de formación es mayor que la presión hidrostática.) Se debe de tener cuidado en este tipo de problemas (las gasificaciones) ya que cuando se vuelven incontrolables provocan los reventones o crean peligro de incendio, por lo que es recomenda- ble la realización de un buen control de pozo. Estos problemas de gasificación son muy comunes duran- te la perforación de pozos petroleros; pero en espe- cial en los pozos exploratorios, en donde no se tiene información precisa sobre la columna geológica que se está perforando. Las pérdidas de circulación se definen como la per- dida parcial o total del fluido de control hacia una formación muy permeable o depresionada. Este pro- blema se presenta en ocasiones en la perforación de pozos y se manifiesta cuando retorna parte o no hay retorno del fluido de perforación. Para que se pre- sente este tipo de problemas se requiere dos condi- ciones en el pozo: Formación permeable y altas presiones diferenciales para que exista flujo hacia la formación. Las causas más comunes de este tipo de problema son: - Causas naturales. Son aquellas inherentes a la formación , ejemplo: cavernas o fracturas na- turales. - Causas inducidas. Son provocadas durante la perforación al bajar rápidamente la sarta de per- foración (efecto pistón), al controlar el pozo alcanzando la presion máxima permisible y al incremento inadecuado de la densidad de lodo. En conclusión las pérdidas de circulación indican las zonas depresionadas así como también nos da una aproximación de la presión de fractura de la forma- ción. Así el programa de terminación deberá conte- ner las densidades requeridas para el control ade- cuado del pozo. Correlaciones En la elaboración del programa de terminación es importante la información que proporcionan los po- zos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de in- terés, así como la geometría de aparejos de produc- ción que se utilizaron, diseño de disparos e historia de producción de los pozos. Toda la información re- colectada se evaluará con el objeto de optimizar el programa mencionado. Antecedentes de pruebas durante la perforación Una de las pruebas requeridas durante la perforación es la prueba de goteo, la cual exige que después de haber cementado la tubería de revestimiento, reba- jado la zapata y se perforen algunos metros, se debe de determinar el gradiente de fractura de la forma- ción expuesta, así como la efectividad de la cementación. Principalmente si han existido proble- mas durante la cementación, como perdidas de cir- culación de cemento, heterogeneidad de lechada, fallas de equipo de bombeo etc. Para determinar el gradiente de fractura de la formación, se realiza la prueba de goteo, esta prueba proporciona también la presión máxima permisible en el pozo cuando ocu- rre un brote, para determinar las densidades máxi- mas en el pozo. Otra de las pruebas que se realizan en la perforación es la prueba de formación con la cual se obtiene in- formación del comportamiento del flujo de fluidos y de la formación. La información obtenida en las prue- bas realizadas en la perforación del pozo son de utili- dad para optimizar la planeación de la terminación. 159 Su principio de operación consiste en expulsar vio- lentamente un líquido corrosivo de la herramienta hacia la tubería. Normalmente consta de un inicia- dor, un propelente sólido, un catalizador y trifluoruro de bromo (Br F3 ). Cuando se inicia la explosión, el propelente fuerza al Br F3 a través del catalizador y de una cabeza de corte a alta presión y temperatura. El BrF 3 es expulsado a través de varios orificios de la herramienta contra la pared de la tubería que se va a cortar. La figura 68 muestra la herramienta y el corte efectuado. A continuación se mencionan algunas consideracio- nes que se deben tomar en cuenta al operar un cor- tador químico: 1) La herramienta debe permanecer inmóvil duran- te el corte, para lo cual cuenta con un dispositi- vo de anclaje. 2) El rango de corte en tuberías mínimo es de 0.742 pg. 3) Es necesario contar con fluido dentro de la tube- ría para efectuar el corte. 4) En lodos densos se tienden a tapar los agujeros de la herramienta y puede operar deficientemente. XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN Debido a la transformación de PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN en líneas de negocios, la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, como enti- dad prestadora de servicios, requiere conocer los costos de la intervención a los pozos. Por lo tanto es de suma importancia que en la planeación se realice un análisis tomando en consideración los porcenta- jes de riesgo involucrados, que permitan la genera- ción de ganancias. El costo total de la intervención estará compuesto por: a) Costo de los materiales b) Costos de los servicios c) Costo por la utilización, mantenimiento y depre- ciación del equipo Tabla 11 Número de hilos de cordón explosivo de 8 granos/pie Tubería Diámetro Profundidad( m) Tipo (pg) 0-1000 1000-2000 2000-3000 3000-4000 4000- 2 3/8 1 1 1 2 2 Producción 2 7/8 1 1 2 2 3 3 ½ 1 1 2 2 3 4 ½” 2 2 2 3 3 2 3/8-2 7/8 1 2 3 4 4-6 Perforación 3 ½- 4 2 3 4 4-6 5-8 4 ½-6 9/16 2 4 4-6 5-9 6-12 6 5/8 3 4-5 5-7 6-10 7-14 3 ½ 2-4 2-5 3-7 3-8 4-9 Drilles 4 1/8-5 ½ 2-4 3-6 4-8 4-10 5-12 5 ¾-7 3-6 4-8 5-10 6-12 7-15 7 ¼-8 1/2 4-6 5-9 6-12 7-15 8-18 Arriba de 9 6 6-12 6-12 8-15 8-18 Figura 67 Cortador térmico (superior), forma del cor- te efectuado (inferior)
  • 7. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 7 Pruebas de formación La prueba de formación consiste en hacer una ter- minación temporal del pozo y de esta manera pro- vocar que la formación se manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presión diferencial a favor de la formación de interés, suprimiendo la presión hidrostática. Para aislar la formación productora se utiliza un empacador ó ensamble de fondo especial, quedando en comunicación la formación con la su- perficie, por lo que actuará solo en ella la presión atmosférica, lo cual permite que los fluidos de la for- mación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la superficie. El objetivo de las pruebas de formación es crear las condiciones favorables para que la for- mación productora fluya, y de esta manera obtener información sobre el comportamiento de los fluidos de la formación. Con esta información y con la que se obtuvo duran- te la perforación, se evalúa la capacidad de produc- ción de la formación probada para conocer si es comercial su explotación. Las pruebas de formación se efectúan durante la perforación, por lo que siem- pre se realizan en agujero descubierto. Estas prue- bas son costosas, pero indispensables en ciertos ca- sos, especialmente en pozos exploratorios. II. ANÁLISIS DE REGISTROS Hace más de medio siglo se introdujo el Registro Eléc- trico de pozos en la Industria Petrolera, desde enton- ces, se han desarrollado y utilizado, en forma gene- ral, muchos más y mejores dispositivos de registros. A medida que la Ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también se avanzó en la inter- pretación y análisis de datos de un conjunto de per- files cuidadosamente elegidos. Por lo anterior se pro- vee un método para derivar e inferir valores de parámetros tan importantes para la evaluación de un yacimiento como es las saturaciones de hidrocarbu- ros y de agua, la porosidad, la temperatura, el indice de permeabilidad, la litología de la roca de yacimien- to y actualmente la geometría del pozo, los esfuer- zos máximos y mínimos, el agua residual, etc. El primer Registro eléctrico se tomo en el año de 1927 en el Noroeste de Francia, era una gráfica úni- ca de la resistividad eléctrica de las formaciones atra- vesadas, se realizaba por estaciones, se hacían me- diciones y la resistividad calculada se trazaba ma- nualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo co- mercialmente y se reconoció la utilidad de la medi- ción de la resistividad para propósitos de correlación y para identificar las capas potenciales portadoras de hidrocarburos. En 1931, la medición del poten- cial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de resistividad en el registro eléctrico y así sucesivamente se fueron dando los avances de los diferentes regis- tros eléctricos como el de echados, rayos gamma, neutrones, inducción, doble inducción, sónico de porosidad, de densidad, litodensidad y actualmente otras mediciones de registro incluyen la resonancia magnética nuclear, la espectrometría nuclear (natu- ral e inducida) y numerosos parámetros en agujeros revestidos. Registro en Agujero Descubierto Casi toda la producción de petróleo y gas en la ac- tualidad se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento, generalmente areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petró- leo o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Además de la porosi- dad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere el volumen de la formación almacenadora de hidro- carburos. Para calcular las reservas totales y deter- minar si la reserva es comercial, es necesario cono- cer el espesor y el área del yacimiento para calcular su volumen. Para evaluar la productividad del yacimiento, se re- quiere saber con qué facilidad puede fluir el liquido a través del sistema poroso. Esta propiedad de la roca que depende de la manera en que los poros están intercomunicados, es la permeabilidad. Los princi- pales parámetros petrofísicos para evaluar un depó- sito son: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatu- ra y la presión del yacimiento, así como la litología que desempeñan un papel importante en la evalua- ción, terminación y producción de un yacimiento. Registro de Potencial Espontaneo y de Rayos Gamma Naturales La curva de Potencial espontáneo (SP) y el registro de Rayos Gamma naturales (GR) son registros de fe- nómenos físicos que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléc- 158 profundidades. Dicha tabla supone una densidad promedio del fluido de control de 1.2 gr./cc, además de tener el pozo lleno de fluido. (No existe condición de pérdida de fluido). Consideraciones para la desconexión de tuberías Antes de efectuar un trabajo de string shot o vibra- ción de tubería es recomendable tomar en cuenta las siguientes consideraciones: 1) Mantener la tubería (cople por desconectar) en tensión. 2) Tubería apretada. 3) Aplicar torque izquierdo al cople que se va a des- conectar. 4) Posicionar el cordón con la cantidad de explosivo adecuado. Teóricamente, la junta por desconectar debe encon- trarse en una condición de punto neutro (sin tensión ni compresión). Sin embargo, la experiencia demues- tra que es mejor tenerla ligeramente a tensión. Para determinar la cantidad de tensión aplicada a la tube- ría se tiene que: Calcular el peso flotado de la tubería hasta el pun- to de desconexión (longitud mínima libre), adicio- nar un sobrejalón, se recomienda el 10 % del peso calculado. Sin embargo, este método tiene el in- conveniente de que la longitud mínima pudiera ser errónea debido a la fricción ocasionada por la tu- bería en los puntos de contacto con las paredes del pozo. Otra alternativa tiene que ver con el peso marcado por el indicador antes de pegarse la tu- bería, restar el peso flotado del pescado que se va a dejar en el pozo y agregar el 10% por sobretensión. El segundo factor para asegurar el éxito de la desco- nexión es apretar la tubería. Esto evita que se desco- necte al momento de aplicar torsión izquierda, por lo que se recomienda apretar la tubería con un 30% adicional al torque óptimo de apriete, o al que se usará para la desconexión. El número de vueltas a la derecha (apriete), depende del diámetro, peso y pro- fundidad. Sin embrago, una regla de campo es apli- car una vuelta por cada 300 m, en tuberías de perfo- ración, mientras que en tuberías de producción se recomienda 1 ½ vueltas. El tercer factor en la desconexión de tuberías tiene que ver con la torsión izquierda en la junta por desconec- tar. Cuando se tienen pozos desviados, ésta hace difí- cil la transmisión de la torsión hasta la junta por desco- nectar. En estos casos se recomienda transmitir la tor- sión por etapas. Una práctica recomendable es aplicar ½ vuelta por cada 300m de longitud de tubería de per- foración, y 1 vuelta para tuberías de producción. Procedimiento operativo a) Hacer una prueba de elongación y determinar la longitud mínima. b) Tomar un registro de punto libre. Ajustar pesos con base en resultados del registro. c) Calcular la cantidad de cordón explosivo. d) Determinar el número de vueltas para el apriete y desconexión. e) Verificar el apriete de tubería. f) Introducir la varilla con el cordón explosivo. Se recomiendan de 200 a 300m. g) Aplicar el torque izquierdo a la tubería y dejarla en el peso calculado para la desconexión. h) Registrar el torque aplicado. i) Bajar el cordón explosivo hasta el punto que se va a desconectar y disparar. j) Observar en el torquímetro algún cambio en la tor- sión registrada. k) Tomar un registro de coples antes de sacar la varilla l) Levantar o bajar la tubería para comprobar la desconexión; en caso necesario, completarla con torsión izquierda. Cortadores de tubería Cortador térmico (tipo jet) Es básicamente una carga moldeada y revestida de forma circular, que al detonar produce un corte limita- do en la tubería. La forma del tubo en el corte queda ligeramente abocinada por lo que puede requerirse conformar la boca del pez. Como requisito es necesa- rio que la tubería sea calibrada previamente al drift, para su utilización. La figura 67 muestra este tipo de cortador y la forma del corte que produce. Cortador de tubería químico A diferencia del cortador térmico, éste deja un corte limpio sin protuberancias dentro y fuera del tubo.
  • 8. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 8 trico producido por la interacción del agua de for- mación innata, el fluido de perforación conductivo y otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de GR indica la radioactividad natural de las formacio- nes. Casi todas las rocas presentan cierta radioactivi- dad natural y la cantidad depende de las concentra- ciones de potasio, torio y uranio, los registros SP y de GR son bastantes útiles e informativos, entre sus usos se encuentran los siguientes: ¨ Diferencia roca potencialmente productoras permeables y porosas (arenisca, caliza, dolomia) de arcillas y lutitas no permeables. ¨ Define los limites de las capas y permite la co- rrelación entre las capas. ¨ Proporciona una indicación de la arcillosidad de la capa. ¨ Ayuda en la identificación de la litología (mine- ral). ¨ En el caso de la curva SP, permite la determi- nación de la resistividad del agua de forma- ción. ¨ En el caso de los Registros GR y NGS (registro de espectrometria de rayos gamma naturales) detecta y evalúa depósitos de minerales radio- activos. ¨ En el caso del registro NGS define las con- centraciones de potasio, torio y uranio. Registro SP La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo movil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la su- perficie en función de la profundidad, enfrente de lutitas, la Curva SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas, enfrente de formaciones permeables, la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión constante, definien- do así una línea de arena y la deflexión puede ser a la izquierda o a la derecha, dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo, el registro del SP se mide en milivoltios (mV) y no se puede registrar en pozos lle- nos con lodos no conductivos, ya que éstos no pro- porcionan una continuidad eléctrica entre el electro- do del SP y la formación. Registro de RG El registro de RG es una medición de la radioactivi- dad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el con- tenido de arcilla de las formaciones porque los ele- mentos radioactivos tienden a concentrarse en arci- llas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas vol- cánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación contengan sales radioactivas disueltas. El registro de RG puede ser corrido en pozos entuba- do lo que lo hace muy útil como una curva de corre- lación en operaciones de terminación o modificación de pozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro del SP y como sustituto para la curva SP en pozos perforados con lodo salado , aire o lodos a base de aceite. En cada caso , es útil para la localiza- ción de capas con y sin arcilla y, lo mas importante, para la correlación general. Las propiedades de los Rayos Gamma son impul- sos de ondas electromagnéticos de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40 y los ele- mentos radioactivos de las series del uranio y del torio emiten casi toda la radiación gamma que se encuentra en la tierra, cada uno de estos elemen- tos emite rayos gamma, el número y energía de éstos es distintivo de cada elemento, al pasar a través de la materia, los rayos gamma experimen- tan colisiones de Compton sucesivas con los áto- mos del material de la formación y pierden ener- gía en cada colisión.Después de que el rayo gamma ha perdido suficiente energía , un átomo de la for- mación lo absorbe por medio de efecto fotoeléc- trico. Por consiguiente, los rayos gamma natura- les se absorben gradualmente y sus energías se degradan {reducen} al pasar a través de la forma- ción. La tasa de absorción varía con la densidad de la formación, dos formaciones que tengan la misma cantidad de material radiactivo por volu- men de unidad, pero con diferentes densidades, mostraran diferentes niveles de radioactividad, las formaciones menos densas aparecerán algo más radioactivas. 157 Una vez que se detecta una pegadura de tubería es necesario tomar un registro de punto libre, con la finalidad determinar la profundidad o punto exacto de pegadura. Las herramientas usadas para la medi- ción basan su funcionamiento en las propiedades de los materiales elásticos susceptibles de deformarse cuando son sometidos a un esfuerzo. Una tubería de perforación o producción en un pozo está sometida a un esfuerzo de tensión, ocasionado por el propio peso. Dicho esfuerzo se distribuye linealmente por toda la tubería, desde un máximo en la superficie hasta un mínimo (cero) en el punto de atrapamiento. Cuando se aplica un jalón a una tube- ría atrapada esta sufre una elongación proporcional a la tensión aplicada. Por lo tanto, es posible hacer una estimación de la profundidad de atrapamiento, por medio de una prueba de elongación. Una prueba de elongación consiste en aplicar ten- sión sobre el peso de la tubería, midiendo la elongación producto de ese esfuerzo. La longitud de atrapamiento se calcula con: (51) Donde: L= longitud libre de tubería (m) e = Elongación (cm) W = peso unitario de la tubería(lbs/pie) D F= Sobre tensión aplicada a al tubería (lbs) La longitud calculada con la ecuación anterior es la mínima libre en el pozo, debido a que los efectos de fricción crean puntos de seudoatrapamiento, más severos en pozos desviados. El procedimiento para una prueba de elongación es el siguiente: 1) Calcular el peso flotado de la tubería hasta el pun- to de atrapamiento. 2) Calcular una tensión adicional de acuerdo con el tipo y diámetro de la tubería. 3)Marcarlatuberíaalniveldelpisodetrabajo(mesarotaria) 4) Aplicar sobre-tensión y medir la distancia entre la primera marca y la segunda. 5) Libere la tubería de la sobretensión regresándola a la primera marca. 6) Aplique la ecuación no.51 para calcular la longi- tud mínima libre. 7) Repita los pasos 4, 5, 6, y compare las longitudes calculada, con el fin de determinar con mayor pre- cisión la longitud libre de tubería. Los valores de tensión recomendados para la tube- ría de producción y de perforación son presentan en la tabla 10. El torque en superficie se relaciona con el desplaza- miento angular o giro. Éste varía linealmente con la profundidad; es decir, desde un máximo en la su- perficie hasta un mínimo en el punto de atrapamiento. Esto se da en función de la longitud libre de tubería, del torque, del módulo de elasticidad transversal y del momento de inercia de la tubería. Es decir: (52) Donde: q = Desplazamiento angular o giro (grados). T = Torque de tubería (Lbs-pie). Es = Modulo de elasticidad transversal (psi) I = Momento de inercia de la tubería (pg4) El momento de inercia está dado por: (53) Donde: De = Diámetro exterior de la tubería (pg). Di = Diámetro exterior de la tubería (pg). Determinación de la cantidad de explosivo para efec- tuar una vibración de sarta Para desenroscar la tubería en el punto deseado, se detona un paquete de cordón explosivo cerca del cople con el fin de proveer la fuerza necesaria para desconectar la tubería. La cantidad de cordón explo- sivo depende principalmente de la profundidad (pre- sión hidrostática) y del diámetro de la tubería. La ta- bla 11 proporciona la cantidad de cordón explosivo recomendado para diferentes diámetros de tubería y ( ) / [H[: ) [= −088 10 5. ∆ Diámetro (pg) Tipo de Tubería Tensión Recomendada (Lbs) 2 3/8 Producción 10,000-15,000 2 7/8 Producción 14,000-20,000 3 ½ Producción 20,000-30,000 4 ½ Producción 28,000-42,000 2 7/8 Perforación 20,000-25,000 3 ½ Perforación 30,000-35,000 4 1/2 Perforación 35,000-40,000 Tabla 10. Tensión adicional recomendada para pruebas de elongación. θ =      27 060, 7[/ ( [,V ( ), 'H 'L= − Π 32 4 4
  • 9. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 9 Registros de Porosidad La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el regis- tro de neutrones. Todas estas herramientas ven afec- tada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la res- puesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se men- cionan con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las característi- cas de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de sólo unas cuantas pulgadas y por lo tanto está generalmente dentro de la zona in- vadida. Otras mediciones petrofísicas, como la micro-resisti- vidad, el magnetismo nuclear o la propagación elec- tromagnética, algunas veces se utilizan para deter- minar la porosidad. Sin embargo, estos instrumen- tos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de las rocas. Por esta razón se discuten aparte. Registros sónicos En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite impulsos sóni- cos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico se da simplemente en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atra- vesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de tránsito, t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta de- pendencia de la porosidad hace que el registro sóni- co sea muy útil como registro de porosidad. Los tiem- pos de tránsito sónicos integrados también son úti- les al interpretar registros sísmicos. El registro sóni- co puede correrse simultáneamente con otros servi- cios. El principio es la propagación del sonido en un pozo, es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos dife- rentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta de registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de com- prensión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el caso de registros de pozos, la pared y rugosi- dad del agujero, las capas de la formación, y las frac- turas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y conversión de ondas dan lugar a la presencia de muchas ondas acústicas en el agujero cuando se está corriendo un registro sónico. Estas formas de onda se registraron con un arreglo de ocho receptores localizados de 8 a 11 ½ pies del transmisor. Se mar- caron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los paquetes de ondas no están totalmente separados en el tiempo en este espaciamiento, pueden obser- varse los distintos cambios que corresponden al ini- cio de llegadas de compresión y cizallamiento y la llegada de la onda Stoneley. El primer arribo u onda compresional es la que ha viajado desde el transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, se refracta en la pared del pozo, viaja dentro de la formación a la velocidad de onda compresional de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. La onda de cizallamiento es la que viaja del trans- misor a la formación como una onda de presión de fluido, viaja dentro de la formación a la veloci- dad de onda de cizallamiento de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. La onda de lodo (no muy evidente en estos trenes de ondas) es la que viaja directamente del trans- misor al receptor en la columna de lodo a la velo- cidad de onda de compresión del fluido del aguje- ro. La onda Stoneley es de gran amplitud y viaja del transmisor al receptor con una velocidad menor a la de las ondas de compresión en el fluido del agujero. La velocidad de la onda Stoneley depende de la fre- cuencia del pulso de sonido, del diámetro del agu- jero, de la velocidad de cizallamiento de la forma- ción, de las densidades de la formación y del fluido y de la velocidad de la onda de compresión en el flui- do. 156 b) Tratar de disparar lo más cercano al cople, debido a que el up-set de la tubería centra la misma y así se evitan daños a la de revestimiento. Sin embar- go, no se debe disparar sobre un cople. c) Verificar el nivel y densidad de fluidos dentro del pozo. En caso de una gran diferencial de presión se requerirá utilizar equipo de control de presiones d) Determinar el número de disparos en función del área total del flujo requerido para la caída de pre- sión que se va a manejar en los disparos. Normal- mente cuatro cargas por metro son suficientes; sin embrago, en puntos en donde la carga está cerca del límite se recomienda aumentar la densi- dad de los disparos. Ejemplo 14: Se requiere establecer circulación en un pozo cuya sarta de perforación se encuentra atrapada a una profundidad de 3 400m, el diámetro de la tubería es de 3 ½", grado X, de 13.3 lbs/pie, la temperatura en el pozo es de 200°F. Solución: De acuerdo con el diámetro, temperatura del pozo y peso de tubería, se tiene un espesor de pared de 0.368 pg. En función de la temperatura puede em- plearse la tabla 8, seleccionando un tipo de carga pequeña con código naranja, cuya penetración es de 0.37 pg. Sin embargo, es recomendable mane- jar un margen de seguridad para asegurar el éxito de la operación. Se recomienda 12.5% del espe- sor, es decir: Espesor de tubería = 0.368x1.125=0.414 pg Por lo que la carga seleccionada tendría que ser una carga mediana con código blanco. Vibraciones de sartas Una condición indeseable en el pozo es el pegado o atrapamiento de la tubería. Estas situaciones pueden suceder en cualquier etapa durante la intervención de un pozo o a lo largo de su vida productiva. Un descuido humano o la falla mecánica de las herra- mientas y accesorios utilizados en la intervención pueden ocasionar este problema. Así es que las de- cisiones para resolverlo son determinantes para lo- grar la continuidad en las operaciones. Una técnica ampliamente usada en estos casos es la detonación de una carga explosiva (cordón detonante o vibración) en una junta de tubería que se encuen- tra con torsión arriba del punto de atrapamiento. El golpe de la explosión afloja la unión, cuando se tiene torsión inversa, se logra la desconexión. Las pegaduras más comunes en sartas de trabajo y aparejos de producción son: a) Pegado por presión diferencial b) Pegado por fraguado prematuro de cemento c) Pegado por pérdida de circulación d) Pegado por ojo de llave e) Pegado por derrumbe de agujero f) Pegado por producción de arena g) Pegado por lodo h) Pegado por condición mecánica (empacadores pe- gados, tubería pegada, por tornillos dados de cu- ñas y, en general, por objetos extraños en el pozo) Tipo de carga Espesor de Tubería ( pg) Diámetro promedio (pg) Penetración máx. en la tubería exterior (pg) Pequeña 0.19 0.37 0.10 (Naranja) 0.37 0.19 0.04 Mediana 0.38 0.37 0.07 (Blanco) 0.49 0.22 0.04 Grande 0.50 0.23 0.05 (Azul) 0.60 0.21 -- Tabla 8. Cargas puncher para temperatura estándar en diámetro de 1 9/16". Tabla 9. Cargas puncher para alta temperatura hasta 470 F en diámetro de 1 9/16". Tipo de carga Espesor de Tubería( pg) Diámetro promedio(pg) Penetración máx. en la tubería exterior(pg) Pequeña 0.15 0.37 0.02 (Verde) 0.34 0.25 -- Mediana 0.34 0.34 0.02 (Café) 0.49 0.18 -- Grande 0.49 0.24 0.03 (Verde) 0.55 0.22 --
  • 10. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 10 Determinación de Litología y Porosidad Las mediciones de los registros: neutrónico, de den- sidad y sónico dependen no sólo de la porosidad sino también de la litología de la formación, del flui- do en los poros, y en algunos casos, de la geometría de la estructura porosa. Cuando se conoce la litología, y en consecuencia, los parámetros de la matriz, pue- den obtenerse los valores correctos de porosidad en base a dichos registros (corregidos debido a efectos ambientales)en formaciones limpias saturadas de agua. Bajo esas condiciones, cualquier registro, ya sea neutrónico, el de densidad o, si no hay porosi- dad secundaria, el sónico, puede utilizarse a fin de determinar la porosidad. La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil cuando se desconoce la litología de la matriz o si consiste de dos o más minerales en proporciones desconocidas. La determinación se complica toda- vía más cuando la respuesta de los líquidos de los poros localizados en la porción de la formación que la herramienta está investigando, varía de manera notable de aquella del agua. En especial, los hidro- carburos ligeros (gas) pueden influir de manera im- portante en los tres registros de porosidad. Inclusive la naturaleza o tipo de la estructura porosa afecta la respuesta de la herramienta. Los registros neutrónico y de densidad responden a la porosidad primaria (intergranular o intercristalina) con la poro- sidad secundaria (cavidades, fisuras, fracturas). Sin embargo, los registros sónicos tienden a responder sólo a la porosidad primaria de distribución unifor- me. A fin de determinar cuándo se presenta cualquiera de estas complicaciones, se necesitan más datos que aquellos que proporciona un solo registro de porosi- dad. Por fortuna, los registros neutrónicos de densi- dad y sónico responden de manera diferente a los minerales de la matriz, a la presencia de gas o acei- tes ligeros, y a la geometría de la estructura porosa.. Se pueden utilizar combinaciones de esos registros y el factor fotoeléctrico, Pe, la medición del registro de Litho-Densidad* y las mediciones de torio, uranio y potasio tomadas del registro de espectrometría de rayos gamma naturales NGS*, con el propósito de determinar las mezclas de matrices o fluidos com- plejos y así proporcionar una determinación más exacta de la porosidad. La combinación de mediciones depende de la situa- ción. Por ejemplo, si una formación se compone de dos minerales conocidos en proporciones descono- cidas, la combinación de los registros neutrónico y de densidad o de densidad y sección transversal fo- toeléctrica podrá definir las proporciones de los mi- nerales además de dar un mejor valor de la porosi- dad. Si se sabe que la litología es más compleja pero si sólo consiste de cuarzo, caliza, dolomita y anhidrita, puede deducirse un valor relativamente fiel de la po- rosidad en base, otra vez, a la combinación de densi- dad-neutrónica. Las gráficas de interrelación son una manera conve- niente de mostrar cómo varias combinaciones de registros responden a la litología y la porosidad. Tam- bién proporcionan un mejor conocimiento visual del tipo de mezclas que la combinación podrá determi- nar mejor. Cuando la litología de la matriz es una mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza, caliza- dolomita o arenisca- dolomita), el punto marcado a partir de las lecturas de registros caerá entre las lí- neas de litología correspondientes. Registros de Densidad Losregistrosdedensidadseusanprincipalmentecomo registros de porosidad, otros usos incluyen identifi- cación de minerales en depósitos de evaporitas, de- tección de gas, determinación de la densidad de hi- drocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El principio es una fuente radioactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación rayos gamma de mediana energía, se puede considerar a estos rayos gamma como partí- culas de alta velocidad que chocan con los electro- nes en la formación, con cada choque, los rayos gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al electrón y continúan con energía dismi- nuida la cual se conoce como efecto Compton y los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación. El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electro- nes de la formación, en consecuencia, la respuesta de la herramienta de densidad está determinada esen- 155 Los molinos tipo junk mill son los más versátiles de- bido a su capacidad para moler cemento, todo tipo de tubería y empacadores de producción. Están re- vestidos por carburo de tungsteno o metal muncher. Se disponen con fondo plano, cóncavo y convexo, y con cuello de pesca y estabilizadores (figura 65). Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) La utilización de cargas puncher o amortiguadas, es recomendado para perforar la tubería de perforación o de producción, sin dañar la tubería de revestimien- to circundante; es decir, cuando se desea tener una penetración controlada del disparo, son bajadas den- tro de un tubo conductor recuperable. Su empleo se recomienda en los siguientes casos: 1. Para establecer circulación cuando la tubería de perforación está atrapada. 2. Para perforar la tubería de producción cuando no es posible abrir la camisa de circulación. 3. Para perforar la tubería de producción arriba del empacador cuando el aparejo no cuenta con ca- misa de circulación. Las pistolas puncher o amortiguadas están disponi- bles en varios diámetros. Las más comunes son las de 1 ½", 1 3/8" y 1 9/16", resistentes a diferentes con- diciones de temperatura. Se consideran estándar a aquéllas que trabajan hasta 350°F (Tipo RDX), y de alta temperatura hasta 470°F (Tipo PSF). La tablas 8 y 9 presentan sus características para diámetro de 1 9/ 16". Debido a que las cargas puncher requieren de poca penetración y un diámetro de agujero relativa- mente grande, es necesario modificar el diseño de las cargas tradicionales, en la forma del revestimien- to a un diseño parabólico. La figura 66 presenta un diseño típico de una carga amortiguada o puncher. La selección de la carga puncher depende principal- mente del espesor de tubería que se pretende perfo- rar y la temperatura del pozo. El espesor de tubería influye en el diámetro de la carga, debido a que los espesores grandes necesitan mayor cantidad de ex- plosivo y, por consiguiente, mayor diámetro de car- ga; la temperatura determina el tipo de explosivo en la carga. Consideraciones en la selección y operación de car- gas puncher Debido a que las pistolas puncher son similares a las pistolas entubadas para disparos de producción es importante tomar en cuenta las siguientes recomen- daciones: a) Usar un dispositivo posicionador para pegar la pis- tola contra la tubería con el objetivo de hacer más eficiente la operación de disparo; en caso contra- rio la tubería podría no ser perforada. Figura 65 Molino tipo junk mil l(Cortesía Gotco International). Figura 66 Carga tipo puncher o amortiguada
  • 11. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 11 cialmente por la densidad de los electrones (número de electrones por centímetro cúbico) de la forma- ción. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad real, que a su vez de- pende de la densidad del material de la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros. Registros Neutrónicos Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determi- nar su porosidad y responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación, por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al com- parar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una com- binación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporciona valores de poro- sidad e identificación de litología aun más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla. El principio es que los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemen- te neutrones de alta energía (rápidos), estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la for- mación en lo que podría considerarse como colisio- nes elásticas de "bolas de billar", con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía. La cantidad de energía pérdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida de energía ocurre cuan- do el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidróge- no. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón, por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, correspondientes a energías cercanas a 0.025 eV, entonces, se difun- den aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomo como cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo que captura se excita intensamente y emite un rayo gamma de cap- tura de alta energía. Dependiendo del tipo de herra- mienta de neutrones, un detector en la sonda capta estos rayos gamma de captura o los neutrones mis- mos. Cuando la concentración de hidrogeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de éstos son desacelerados y capturados a una distancia corta de la fuente, por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados, de acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa. Registros de Resistividad La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocar- buros, la electricidad puede pasar a través de una formación sólo debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Con muy pocas excep- ciones, como el sulfuro metálico y la grafita, la roca seca es un buen aislante eléctrico. Además, las rocas perfectamente secas rara vez se encuen- tran, por lo tanto las formaciones subterráneas tie- nen resistividades mensurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o el agua intersticial absorbida por una arcilla. La resistividad de una formación depende de: ¨ La resistividad de agua de formación. ¨ La cantidad de agua presente. ¨ La geometría estructural de los poros. La resistividad (resistencia especifica) de una sustan- cia, es la resistencia medida entre lados opuestos de un cubo unitario de la sustancia a una temperatura especifica, las unidades de resistividad son el ohmio- metros cuadrados por metro, o simplemente ohmio- metros (ohm-m). La conductividad es la inversa de la resistividad. Las resistividades de formación por lo general varian de 0.2 a 1000 ohm-m, resistividades superiores a 1000 ohm-m son poco comunes en formaciones permeables pero se observan en formaciones imper- meables de muy baja porosidad (por ejemplo las evaporitas). La resistividad de formación se mide ya sea al mandar corriente a la formación y medir la facilidad con que fluye la electricidad o al inducir una corriente eléctrica en la formación y medir qué tan grande es. 154 Los lavadores de tubería se emplean para lavar exte- riormente el cuerpo de tubería de un pozo, como parte de la preparación de la pesca. Generalmente son fabricados de cuerpo de tubería de revestimien- to de resistencia especial y conexión resistente a la torsión. La cantidad de tubería lavadora se da en fun- ción de los espacios anulares existentes entre la tu- bería lavador, el agujero y el pescado que se va a lavar. Las zapatas lavadoras forman parte del aparejo de lavado de las tuberías. Son manufacturadas de tu- bería lavadora revestida en su parte inferior con ma- terial especial para moler sobre la boca del cuerpo tubular que se va a pescar. La forma y características de los cortadores y del recubrimiento depende de la necesidad del lavado y del pescado por recuperar. Así pues, existen zapatas para lavar en agujero des- cubierto, y en el interior de pozos ademados, por lo que cada una cubre una necesidad especifica. La fi- gura 64 presenta varios tipos de zapatas para dife- rentes condiciones de pesca. Moliendas Una operación de molienda puede emplearse en casi todas las operaciones de pesca; sin embargo, algu- nas moliendas resultan infructuosas, debido a la can- tidad que se va a moler del pescado, el tipo de moli- no usado y las condiciones de operación. Los molinos deben diseñarse para trabajos espe- cíficos. Son herramientas que no tienen partes mo- vibles en su cuerpo y que se podrían quedar en el pozo como resultado de la molienda y de su mis- mo desgaste. Para su operación se requiere de cierto torque; la cantidad depende del diámetro del molino y del material que se va a moler, del ritmo de penetración y del peso sobre el molino. Un torque excesivo puede ocasionar daño en las juntas de la sarta de trabajo, que a la postre origi- na otros problemas. Los molinos están construidos con una pieza de metal recubierta en el fondo con cortadores de diferentes materiales como carburo de tungsteno, o metal muncher (metal más resistente que el carburo de tungsteno). La selección del tipo de cortador depen- de del material que se va a moler. Son construidos en tres diferentes configuraciones del fondo (plano, cóncavo, cónico de aletas). Además deben diseñar- se con canales o puertos de circulación que no res- trinjan el flujo de fluido y que impidan levantar los recortes molidos. Figura 63 Canasta de circulación inversa (Cortesía Bowen Oill Tools). Figura 64 Zapata lavador recubierta con carburo de tungs- teno para lavar tuberías en pozos ademados y agujero abierto (Cortesía de Gotco International). Tipo A.- Para formaciones suaves Tipo B.- usado para lavar dentro de TR Tipo C.- usada para cortar en el fondo dentro de TR’s Tipo D.- Usada para cortar formación Tipo E.- usada para cortar metal dentro de TR’s Tipo F.- Para formaciones y dentro de TR’s Tipo G.- Para Agujero abierto Tipo M.- Diseñada para cortar cemento, formación y metal dentro de TR’s
  • 12. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 12 El principio de la medición de los registros de resistividad es introducir corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre los electrodos de medición, estos voltajes proporcionan la resistividad para cada dis- positivo, en una formación homogénea e isotropica de extensión infinita, las superficies equipotenciales que rodean un solo electrodo emisor de corriente (A), son esferas. El voltaje entre un electrodo (M) si- tuado en una de esas esferas y uno en el infinito es proporcional a la resistividad de la formación homo- génea y el voltaje medido puede graduarse en una escala en unidades de resistividad. Registro en Agujero Entubado Registro RG El registro de RG puede ser corrido en pozos entu- bado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modifi- cación de pozo, por ejemplo al correlacionar los dis- paros de cambio de intervalo y/o mejorar la cementación, así mismo cuando se inyecta un trazador radioactivo y se requiere ver la altura del intervalo que tomo. Registro Decaimiento Termal (TDT) La herramienta consta de un generador de neutrones de alta velocidad, la cual se reduce rápidamente has- ta la llamada "velocidad termal" al ser capturados por núcleos de la formación, emitiendo radiaciones gamma que son detectadas por el aparato, durante el tiempo de medición, la cantidad de neutrones termales disminuye exponencialmente. El tiempo re- querido para medir la disminución de neutrones termales es la constante correspondiente al tiempo de decaimiento y representa las propiedades de cap- tura de neutrones de la formación. Se gráfica un valor de tiempo de decaimiento que es representativo de la velocidad de decaimiento o pérdida de neutrones termales en la formación, el cloro captura una gran cantidad de neutrones y es el elemento predominan- te en el proceso de captura, con lo cual se puede decir que el registro responde al contenido de agua salada en la formación. El registro TDT es la primera herramienta que permite determinar la saturación de agua a través de la T.R.; para obtener valores preci- sos, se requiere una buena información de la porosi- dad. Las principales aplicaciones son: ¨ Localización de zonas de hidrocarburos en pozos ademados. ¨ Control de proyectos de recuperación secun- daria, ya que determina la saturación residual. ¨ Correlación de profundidades de pozos ademados. III. TOMA DE INFORMACIÓN La toma de información al inicio y durante la vida productiva del yacimiento es muy importante para conocer la situación real del pozo y la posibilidad de mejorar sus condiciones de explotación, para lo cual se necesita información sobre las características del sistema roca fluido, el estado actual de agotamiento del yacimiento, la eficiencia de terminación del pozo, etc. y así mismo para dar recomendaciones válidas sobre la manera en que un pozo de aceite o gas debe producir, es necesario una compresión clara de los principios que rigen el movimiento de los flui- dos desde la formación hasta la superficie. Si se en- cuentra que el pozo no esta produciendo de acuer- do con su capacidad, se deben investigar las causas, las cuales corresponden a diferentes tipos de proble- mas, ya sea del yacimiento, de los fluidos, del pozo o del equipo. Para poder determinar lo anterior es muy importante tomar información como son los regis- tros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar diferentes pruebas de variación de presión como son la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, to- mar los diferentes registros de producción, etc. Registros de presión Existen registros de presión en donde una buena medición de la presión es parte esencial de las prue- bas de variación de presión en pozos. Para obtener mejores resultados, las presiones deben ser medidas cerca de los estratos productores y hay tres tipos básicos de medidores de presión de fondo y son : de cable de línea, registro con instalaciones permanen- tes y de registro recuperable en la superficie. Curvas de variación de presión El objetivo de las pruebas de presión , que consisten básicamente en generar y medir variaciones de pre- sión en los pozos, es obtener información del siste- ma roca-fluido y de los mismos pozos, a partir del análisis de las citadas variación de presión. La infor- mación que se puede obtener incluye daño, permeabi- 153 vueltas por cada 1,000m de profundidad para expan- dir la cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuan- do éste no puede recuperarse, el arpón puede libe- rarse mediante la rotación derecha para retraer las cuñas (figura 61). Los machuelos son herramientas que en su exterior tienen una rosca cónica de un rango de menor a mayor diámetro, con un orificio en el extremo infe- rior para la circulación de fluidos. La construcción de las roscas puede ser a la derecha o izquierda y son empleados para pescar en el interior de tube- rías. Su operación es semejante a la de tarrajas, pues requieren de rotación y peso para afianzar el pesca- do (figura 62). Pescantes para agarrar herramientas sueltas Estas herramientas se utilizan para agarrar materia- les sueltos en el interior del pozo, tales como: cuñas de tubería, dados de llaves rotos, pedazos de cable, conos y baleros de barrenas. El diseño de la canasta de circulación inversa apro- vecha precisamente la circulación inversa que pro- duce el fluido de control cuando sale de la canas- ta en forma de jet hacia el fondo del pozo para dirigirse hacia la parte interior de la canasta. Arras- tra con ello los objetos por recuperar y quedan atrapados en el interior de la canasta. Su opera- ción inicia de 1 a 2 m arriba del fondo del pozo, con la circulación del fluido; posteriormente se aplica rotación y se baja hasta el fondo del pozo. En ese punto se aumenta el gasto de circulación, y finalmente se suspende el bombeo y se lanza una canica metálica. Cuando la canica llega a su asiento se aumenta el gasto y se proporciona ro- tación y peso (se recomienda de 60 r.p.m. y 1 a 2 ton de peso), se calcula el tiempo de circulación requerido, y se saca la canasta a la superficie (fi- gura 63). Pescantes para línea y cable de acero Se emplean para recuperar alambre acerado, ca- ble eléctrico y cable de acero. Su diseño es senci- llo y práctico. La mayoría constan de gavilanes, aunque en el caso de arpones para línea llevan, además, una arandela o disco de diámetro igual al interior de la tubería de revestimiento en donde se pretende pescar, con el objetivo de evitar que el pescado de línea pase por arriba del arpón. Su operación consiste en detectar a través del indica- dor de peso cualquier resistencia, y bajar con ro- tación a partir de ese punto cargando peso de 0.5 a 1 ton, hasta observar incremento en la torsión. En ese momento se suspende la rotación y se eli- mina la torsión permitiendo regresar las vueltas necesarias para, posteriormente, levantar la sarta de pesca y tensionar y recuperar el pescado. Otro tipo de herramienta para pescar estos materiales es la zapata de fricción, la cual se construye a par- tir de un tramo de tubería. Su interior se prepara con puntas o ranuras y son operadas por fricción; al aplicar peso atrapan una porción de la herra- mienta por recuperar. CONEXIÓN SUPERIOR CUÑAS DEL ARPON GUIA O NARIZ DEL ARPÓN Figura 61 Pescante de agarre interior tipo arpón (Corte- sía Bowen Oil Tools) Figura 62 Pescante de agarre interior tipo machuelo (Cortesía Houston Engineer, Inc)
  • 13. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 13 lidad, porosidad, presión media, discontinuidades, etc., la cual es esencial para la explotación eficiente de los yacimientos. Las diferentes tipos de pruebas de presión son las siguientes : de Incremento, de Decremento, Prueba de inyectividad, de interferen- cia y de decremento en pozos inyectores. Las diferentes pruebas de presión se basan en con- ceptos básicos y suposiciones para el análisis de las mismas pruebas como son : el daño a la formación y el almacenamiento del pozo, el principio de super- posición en donde se realiza un desarrollo matemá- tico intenso para llegar a las formulas matemáticas que se utilizan para el análisis. El análisis se realiza por curvas tipo que fueron desa- rrolladas y es un análisis realmente sencillo para pro- porcionar resultados aproximados. Registros de presión de fondo cerrado y fluyendo Registros de producción Los registros de producción son los registros que se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de pro- ducción y disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo, estos re- gistros han permitido conocer con más detalle el com- portamiento no solo de los pozos, sino también de las formaciones. Por ejemplo algunos de los benefi- cios que se pueden obtener : evaluación de la efi- ciencia de la terminación, información detallada so- bre las zonas que producen o aceptan fluidos, de- tección de zonas ladronas, canalización de cemen- to, perforaciones taponadas, fugas mecánicas, etc. Entre los registros de producción se tienen los si- guientes: de temperatura, de gastos, de presiones, de diámetro interior de tuberías, etc. Paralelamente con el perfeccionamiento de las he- rramientas para correr los registros de producción se han ido desarrollando técnicas depuradas de in- terpretación, permitiendo que las intervenciones en los pozos sean más efectivas. Existen cuatro condi- ciones básicas en relación con el pozo, las cuales se determinan con la ayuda de los registros de produc- ción, estas condiciones son: · Estado mecánico del pozo. · Calidad de la cementación. · Comportamiento del pozo. · Evaluación de las formaciones. Las herramientas de los registros de producción con una línea eléctrica y registran las señales en la su- perficie; han sido diseñadas para correrse con cable y grabar gráficas o cintas magnéticas con informa- ción sobre las condiciones del pozo, las cuales pro- porcionan los datos necesarios para evaluar la efi- ciencia de la terminación del mismo. Registro de Molinete Es un registro medidor continuo de gastos tipo héli- ce (molinete), que se utiliza para medir las velocida- des de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento, la herramienta es colo- cada en el centro de la columna de fluido por medio de centrados de resorte y corrida a una velocidad constante en contra de la dirección del flujo, la velo- cidad de la hélice, que es una función lineal de la velocidad del fluido respecto a la herramienta, se re- gistra continuamente contra la profundidad. Este tipo de medidor es más efectivo para medicio- nes de flujo en una sola fase con gastos de produc- ción altos y si el diámetro del agujero y la viscosidad de los fluidos permanecen constantes, el registro puede presentarse en una escala en por ciento del flujo total. Existen tres factores principales que afec- tan la velocidad de la hélice : velocidad y viscosidad de los fluidos y diámetro del agujero. Registros de Evaluación de Cementación Los registros de evaluación de la cementación pri- maria de la tubería de revestimiento de superficial, intermedia y de explotación, se veía inicialmente únicamente la cima de cemento en la parte exterior, ya que dicho registro indicaba en donde estaba el cambio de temperatura de caliente a frío y en ese momento se detectaba o se veía la cima de cemen- to. Actualmente la evaluación de la cementación se realiza con el registro Sónico de cementación CBL, la herramienta consta de dos secciones: Acústica y electrónica, la sección acústica contiene un transmi- sor y un receptor. La onda sonora emitida por el trans- misor viaja a través de la TR y es detectada por el receptor, la sección electrónica mide la amplitud de la porción deseada de la señal del receptor y la trans- mite a la superficie para ser registrada. La amplitud 152 Se fabrican para ser operados con rotación derecha o izquierda y en diferentes tipos de tamaños; pue- den aplicarse a pescados sueltos o fijos (tarrajas). Cuando el pescado está suelto se recomienda un pescante bowen serie 150, el cual es bajado con tu- bería hasta la boca del pescado. Se introduce en el interior del pescante hasta la sección de cuñas, cuan- do la sarta de pesca es levantada, las cuñas o grapas afirman el pescado, para entonces trabajarlo con ten- sión hasta liberarlo y sacarlo a la superficie. En el caso de que no pueda ser recuperado, la sarta de pesca puede girarse a la derecha y entonces soltar el pescado. Los pescantes de agarre externo, como los bowen, utilizan cuñas de canasta o de espiral. La selección del tipo de cuñas depende de las condiciones del pescado. Las cuñas de canasta, por su forma y fabri- cación, son de agarre corto: un labio superior evita que el pescado entre en la totalidad del barril en el pescante lo que permite poder soltar el pescado cuan- do sea necesario. Un requisito indispensable para el empleo de pescantes con cuñas de canasta es lavar la boca del pescado, además de que el diámetro de la boca sea homogéneo. Esta característica es indis- pensable pues el pescante penetra unas cuantas pul- gadas sobre la boca del pescado. Cuando se usan cuñas de espiral, la condición de la boca del pesca- do no es tan importante debido a que el pescado entra en el interior del pescante hasta la cima del barril. En la actualidad se encuentran disponibles varios tipos de guías de pescantes, como zapatas guías y molinos de control, que son empleados para guiar la boca del pescado hacia el interior del pes- cante (figura 59). Las tarrajas pertenecen al segundo tipo de pescan- tes de agarre exterior. Una tarraja es, básicamente, un cilindro que en su interior tiene una cuerda ahusada o cónica; algunas, aceptan en su interior el paso de herramientas de cable o línea acerada Su uso se recomienda en pescados fijos y bocas irregu- lares, pues para operarlas se requiere aplicar rota- ción y peso: se hace una rosca al cuerpo del pesca- do para su afianzamiento y recuperación. Cuando el pescado es afianzado y no es posible su recupera- ción se puede recuperar la sarta de pesca tensionando hasta barrer las cuerdas, o en su caso, hasta accio- nar la herramienta de percusión (figura 60). Pescantes de agarre interior Básicamente están compuestos por machuelos y ar- pones. Son herramientas que penetran en el interior del pescado y que cuentan con un mecanismo o di- seño de agarre interior. Los arpones están diseñados para operar en tensión. Tienen la particularidad de que al correrse en el inte- rior del pescado, las cuñas están en posición retraí- da. Al posicionarse dentro del pescado, el mecanis- mo de "J" es operado con rotación izquierda de 2 a 3 CUÑAS DE ESPIRAL TOP SUB MOLINO DE CONTROL GUIA DE PESCANTE CUÑAS DE CANASTA Figura 59 Pescante de agarre exterior bowen (Corte- sía Bowen Oil Tools). Figura 60 Pescante de agarre exterior tipo tarraja (Cor- tesía de Houston Engineer, Inc).
  • 14. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 14 de la onda es función del espesor de la tubería y de la resistencia, de la adherencia y espesor del cemen- to. En tubería no cementadas, la amplitud es máxi- ma; en tuberías cementadas (completamente circun- dada por una capa de cemento, menor de ¾" de espesor) la amplitud es mínima. El concepto de índice de adherencia proporciona una evaluación cualitativa de la cementación, usando únicamente el registro CBL, excluyendo otros facto- res, el índice de adherencia es proporcional a la cir- cunferencia de la T.R. en contacto con el cemento bueno, la experiencia indica que índices de cementación mayores de 8 sobre una sección de 5 pies de T.R. de 5 ½" de diámetro generalmente no hay comunicación a lo largo de la sección particular de T.R. y un índice de adherencia mucho menor de 8 indica la probabilidad de canalización de lodo o ce- mento contaminado con cemento. La centralización es extremadamente importante en la amplitud sónica registrada, si se obtiene una repetibilidad adecuada, entonces puede suponerse que se tiene buena centralización y un movimiento rápido en la señal del tiempo de transito es debido a la mala centralización. El registro CBL-VDL indica la Adherencia entre la tubería de revestimiento y el ce- mento y la adherencia entre el cemento y la forma- ción. IV. CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIEN- TO DE EXPLOTACIÓN Durante la Perforación de un pozo petrolero es nece- sario proteger el agujero, con tuberías de revestimien- to, la cual con el cemento integran un conjunto de seguridad y funcionalidad para el pozo. La operación de cementación primaria de las tube- rías de revestimiento consiste en bombear por la TR un bache lavador, un espaciador, lechada de cemento diseñada, espaciador y posteriormente el desplaza- miento calculado para alcanzar la presión final re- querida, la lechada se coloca en el espacio anular entre el agujero descubierto y la TR. La experiencia ha demostrado que una operación deficiente de la Cementación primaria de Tubería de revestimiento, origina continuas dificultades en la vida productiva de los pozos y a largo plazo el medio ambiente, además las operaciones costosas para co- rregir esta anomalía. Se debe realizar un programa bien establecido para llevar a cabo una operación exitosa, desde su planeación en el gabinete, los ma- teriales, aditivos, diseño del tipo de lechada, baches lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utili- zar, así mismo en el campo realizar la operación como se programó, cumplir con la densidad de la lechada diseñada, presiones y gasto de bombeo para termi- nar la operación exitosamente. Tuberías de Explotación El objetivo es aislar las zonas que contienen hidro- carburos, evitar la movilidad de fluidos contenidos en cada zona y permite producir y controlar el pozo. Los diámetros más comunes son de 7 5/8", 7" , 6 5/8", 5", 4 ½" y actualmente con la Técnica de pozos esbel- tos de 3 ½". Tuberías de Explotación cortas Existen las Tuberías de explotación cortas ó liner, la cual es una sección de tubería de revestimiento colo- cada en agujero descubierto ó dentro de otra tubería para corregir daños en tuberías ya cementadas y se cementan con el objetivo de aislar zonas de presión anormal, ahorro económico, rápida colocación en las zonas programadas, reducir los volúmenes de cemento. Clasificación de Tuberías de revestimiento de acuer- do a sus propiedades - Diámetro Exterior. - Peso por Unidad de longitud. - Grado de Acero. - Tipo de Junta. - Longitud o Rango De acuerdo a las condiciones del agujero se clasifi- can en dos grupos: - Unión a base de rosca. - Unión a base de soldadura. Accesorios para Tuberías de Revestimiento Es conocido que al introducir la tubería de revesti- 151 10.Elaborar el reporte con la fecha y la profundidad a la que fueron recuperadas las muestras. Problemas comunes Son aquéllos derivados de las condiciones del pozo o de la secuencia operativa. Tienen muchas proba- bilidades de ocurrencia durante el desarrollo de la intervención, por lo que en los programas operativos deben considerarse el tiempo requerido para corre- girlos, así como las causas que los originan para su prevención. A estos problemas comunes algunos veces se les llama riesgos de operación. Por otro lado, existen riesgos internos que son impondera- bles y no pueden ser programados, pero que final- mente afectan los resultados de la intervención. En- tre los más comunes están: Pescas Moliendas Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) Vibraciones de sarta Corte de tuberías (mecánico, térmico o químico) Estos problemas ocasionan pérdidas de tiempo, ope- raciones fallidas y taponamiento de pozos por acci- dente mecánico. A su vez originan una recuperación de hidrocarburos inadecuada o la erogación de ma- yores recursos para la explotación del yacimiento (reentradas, pozos nuevos, etc). Problemas de pescas Un problema de pesca se define como el conjunto de operaciones o procedimientos realizados dentro de un pozo con el objetivo de remover o recuperar materiales, herramientas o tuberías que impiden o afectan el desarrollo secuencial durante la interven- ción del pozo. Es uno de los problemas más importantes que afec- tan el desarrollo de la intervención en un pozo. Pue- den ocurrir por varias causas, las más comunes son: las fallas de algún componente del equipo superfi- cial, subsuperficial, accesorios de trabajo (llaves, cu- ñas etc) y, en algunos casos, por operaciones mal efectuadas y descuidos humanos. La mayoría de fallas en el equipo superficial se origi- nan por falta de mantenimiento en las dados, resor- tes y pernos de las cuñas que se encuentran en mal estado, falla del embrague de alta y baja del malaca- te, falta de potencia hidráulica en las bombas que limitan la limpieza del fondo del pozo, e indicadores de peso descalibrados. Las fallas en el equipo subsuperficial se deben a ope- raciones inadecuadas en los accesorios introducidos al pozo, tales como molinos, zapatas, pescantes etc. Se originan por falta de conocimiento por parte del personal o por descuido o falta de habilidad de la persona que ejecuta la operación. Como se puede ver el factor humano predomina en muchas de las causas que originan situaciones de pesca. Por esta razón se recomienda que toda herramienta introducida en el pozo debe medirse y que en la bitácora de operación se anoten todas sus características: diámetro interior, exterior, lon- gitud, etc. La pesca para la recuperación de herramientas del pozo no es una ciencia, así es que existen varias al- ternativas para solucionar un mismo problema. Sin embargo, la de mayor probabilidad de éxito es aquélla que considera todas las características del pescado que se pretende recuperar. Por otro lado, la disponi- bilidad de pescantes es menor en la medida que el diámetro del pescado es más pequeño, mientras que para pescados grandes se tienen varios pescantes disponibles. En ese caso la elección debe considerar la herramienta de mayor resistencia a la tensión. La mayoría de las herramientas de pesca están dise- ñadas para introducirse con tubería. Operan con ro- tación y movimientos recíprocos, o con una combi- nación de ambos. La manera como se atrapa o suel- ta un pescado, las bocas de los mismos, así como las condiciones de atrapamiento de éstos, indicarán la herramienta de pesca adecuada para su recupera- ción. Estas herramientas se clasifican dentro de los siguientes grupos: Pescantes de agarre exterior Pescantes de agarre interior Pescantes para herramientas y materiales sueltos Pescantes para línea y cable de acero Pescantes de agarre exterior Son herramientas diseñadas para agarrar el pescado exteriormente. Su afianzamiento se basa en el meca- nismo de cuñas que tiene en el interior del pescante; ejemplos de este grupo son los bowen y las tarrajas.
  • 15. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 15 miento dentro de un agujero es necesario equiparlo con los accesorios convenientes para obtener mejo- res resultados de los objetivos básicos. Podemos mencionar a los principales accesorios para la cementación. Zapatas La zapata protege y guía en la introducción a la tube- ría de revestimiento, evitando la deformación y des- gaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía, Flotadora, Diferencial, De pétalos y Tipo V. Coples Proporcionan la superficie de sello y el punto de asen- tamiento para los tapones de cementación, se colo- can usualmente de 1 a 3 tramos arriba de la zapata. Pueden ser del tipo: Flotador, Diferencial, Retención y Cementación Múltiple. Tapones de Cementación Son los tapones que se utilizan para realizar una bue- na limpieza (diafragma) y posteriormente el despla- zamiento de la lechada de cemento (sólido) para evi- tar su contaminación. Centradores En las cementaciones primarias de tuberías de re- vestimiento es muy conveniente que en las zonas de mayor interés quede centrada la tubería con la finali- dad de distribuir la lechada de cemento uniforme- mente. Tipos de Cemento Cemento es un material con ciertas propiedades de adherencia y es el resultado de la calcinación de una mezcla especifica de caliza y arcilla con adición de óxidos de sodio, potasio y magnesio, existen dife- rentes tipos de cemento, la API los clasifica de la si- guiente manera : - Clase "A" - Clase "B" - Clase "C" - Clase "D" - Clase "E" - Clase "G y H" Actualmente se esta tratando de utilizar el lodo como cemento para la cementación de las tuberías de re- vestimiento, aunque esto esta todavía como una prueba tecnológica llamada MTC y se encuentra en desarrollo. Aditivos Aceleradores. Se utilizan para acelerar el fraguado de la lechada, y pueden ser: Cloruro de Calcio, Clo- ruro de Sodio, Yeso Hidratado y Agua de Mar. Retardadores. Se utilizan para retardar el fraguado de las lechadas. Cada Compañía de servicio emplea un código para sus productos. Para Alta Densidad. Se utilizan para aumentar la den- sidad de la lechada de cemento para contener altas presiones de la Formación y mejorar el desplaza- miento del lodo. Se tienen: hematita, barita, ilmentita y la sal. Para Lechadas de Baja Densidad. Las lechadas de baja densidad se pueden acondicionar, agregando mate- riales que requieran agua, con una gravedad baja especifica, entre los más comunes tenemos: bentonita, gilsonita, spherelite. Controladores de Filtrado. Se utilizan para disminuir la deshidratación o la pérdida de agua de la lechada a zonas porosas; proteger formaciones sensibles y mejorar las cementaciones forzadas. Controladores de pérdidas de Circulación. Como su nombre lo indica para control de perdidas de fluido previa cementación, entre los mas comunes se tie- nen: Gilsonita, Cemento Thixotrópico, Flo - Check y Bentonita - Cemento - Diesel: Reductores de Fricción. Se utilizan como dispersantes en las lechadas de cemento para reducir su viscosi- dad aparente de la lechada. Operación de Cementación Primaria Posteriormente del diseño de la tubería de revesti- miento, se procede a elaborar y coordinar para lle- var acabo la operación de cementación primaria de la misma, en donde se deben tomar en cuenta los materiales, aditivos, equipos, introducción y diseño de la lechada de cemento de la propia cementación. 150 4. Purgar el sistema de líneas y válvulas para desalo- jar el aire y dejarlo lleno de aceite o gas, según sea la muestra que se vaya a recuperar. 5. Instalar la botella en forma vertical al sistema de válvulas y líneas . 6. Para recuperar las muestras de gas se conecta la toma de la muestra en la válvula superior de la bote- lla, se abre la válvula de la toma y después la válvula de la botella; posteriormente, se cierran las válvulas en el siguiente orden: primero, la del separador; después, la de la botella y por último la de la toma. 7. El procedimiento se repite hasta recuperar un mí- nimo de tres muestras. En cada una de ellas, se registra la presión y la temperatura en la cabeza del pozo, el diámetro del estrangulador por el cual está fluyendo, la presión y temperatura de separa- ción, y si se está registrando el pozo, la presión y temperatura del fondo del pozo. 8. Comprobar la hermeticidad de las botellas in- troduciéndolas en agua para verificar que no tengan fugas. 9. Para recuperar las muestras de aceite, instalar las botellas verticalmente y hacer la toma de los flui- dos por su válvula inferior. 10.Abrir 100% la válvula superior de la botella, la vál- vula de la toma de fluidos y, finalmente, la válvula inferior, que permitirá la entrada de aceite al mis- mo tiempo que se desaloja 100% el agua del inte- rior de la botella; dejar salir un poco de aceite para asegurar que únicamente queda aceite en el inte- rior de la botella. Una vez concluido el llenado, cerrar las válvulas en el siguiente orden: válvula del separador, válvula inferior de la botella, vál- vula superior y, por último, la inferior de la botella 11.Desconectar la botella y comprobar su hermeticidad 12.Repetir el procedimiento hasta haber recuperado un mínimo de tres muestras en buenas condicio- nes; registrar los datos mencionados en el punto 7 del procedimiento. 13.Descargar los fluidos del sistema de líneas y válvu- las y desconectarlo del separador de producción. 14.Se entregan las muestras al personal de yacimien- tos y concluye el muestreo. Procedimiento para recuperar muestras de sólidos en el fondo del pozo. 1. Verificar el estado actual del pozo (para definir las condiciones de flujo) y definir el rango de trabajo del equipo de control que se va a utilizar, de acuerdo con la máxima presión de cabeza esperada. 2. Determinar el diámetro interior mínimo del apare- jo de producción y el drift, que significa "espacio anular mínimo para que pase una herramienta a través de una tubería". 3. Instalar el equipo de control para efectuar la ope- ración (lubricadores y preventores). 4. Probar el equipo de control (con unidad de prue- ba o con unidad de alta presión), con una presión del 20% arriba de la máxima esperada. 5. Calibrar el pozo con un sello de diámetro exterior igual o menor al *drift del aparejo de producción para detectar la cima del tapón de sedimentos for- mado o de la acumulación de asfaltenos y parafi- nas precipitados. Tomar una impresión y definir el tipo de resistencia. 6. Efectuar una primera corrida con el barril muestrero para determinar nuevamente la cima de la acu- mulación de sólidos; una vez confirmada, operar el barril muestrero con golpes (cinco a seis golpes máximo), sobre la resistencia para obligar a los sólidos a entrar en el barril. 7. Sacar el barril muestrero, y si la recuperación fue exitosa, tomar una segunda muestra para análisis. 8. Si la operación resultó infructuosa, correr un calibrador de menor diámetro para definir si real- mente la resistencia se debe a la acumulación de sólidos o a algún problema mecánico en el apare- jo de producción. 9. Una vez definido el problema o recuperadas las muestras, cerrar el pozo y desmantelar el equipo de control. * drift - Espacio anular mínimo para que pase una herramienta através de una tubería
  • 16. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 16 Operaciones Previas a la Cementación a.- Análisis del Agua disponible. Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicas del agua que se utilizará y efectuar pruebas del cemento con estas. Si se considera necesario se transportará cuidando que su salinidad sea menor de 1000 ppm de Cloruros. b.- Pruebas de Cemento de cada lote recibido. El Control de calidad del cemento es de gran importancia e invariablemente deberán efectuar- se pruebas de los lotes recibidos, básicamente en cédula No. 5 sin aditivos, así como el cálculo de la densidad máxima permisible para evitar pérdidas de circulación por fracturamiento de las formaciones y de acuerdo a la temperatura de fondo del pozo para el diseño de la lechada de cemento. c.- Programa de Accesorios. El programa de accesorios estará sujeto básica- mente a los objetivos que se persigan, fijando normas y condiciones que optimicen los resul- tados y evitando al máximo un incremento en los costos, así mismo se deben verificar los ac- cesorios en su diámetro, estado, tipo de rosca, diámetros interiores, grados y librajes así como el funcionamiento de las partes de los acceso- rios antes de la operación para cualquier ano- malía que se detecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la introducción de la tubería. d.- Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores. El diseño de la lechada de cemento es un aspec- to muy importante ya que en la misma se debe considerar aditivos para la presencia de gas, retardadores y/ó aceleradores y en caso necesa- rio, etc., así mismo debe contemplarse la com- patibilidad con el lodo de perforación en uso y los diferentes baches a utilizar como son los lim- piadores y espaciadores. Con el objeto de tener mejores resultados en las cementaciones primarias el volumen de fluido limpiador que se programe y el gasto, debe es- tar diseñado para un tiempo de contacto de 8 a 12 min. Utilizando un flujo turbulento, lo cual es un mínimo recomendable para remover el enjarre de los lodos de perforación y para su di- seño se deben tomar en cuenta el diámetro de las tuberías de revestimiento así como los diá- metros de los agujeros, para que sea el volumen adecuado y se obtengan óptimos resultados, así mismo tomar en cuenta el tipo de formación, se bombeara después de haber soltado el tapón de diafragma. Cuando se selecciona un fluido espaciador, para efectuar un eficiente desplazamiento del lodo, deberán tomarse en cuenta la reología del fluido espaciador, gasto de bombeo, compatibilidad del fluido espaciador con el lodo y el cemento y tiem- po de contacto; con lodos base agua, un pe- queño volumen de agua como espaciador entre el lodo y el cemento han registrado resultados satisfactorios. El criterio más importante en la selección de un fluido espaciador es que el flui- do seleccionado pueda desplazarse en turbulen- cia a gastos de bombeo razonables para la geo- metría que presenta el pozo. Operaciones durante la Cementación a.- Colocación de Accesorios y revisión de Tramos Es muy importante verificar la correcta coloca- ción de accesorios, de acuerdo al programa ela- borado previamente, así como también es im- portante verificar las condiciones del fluido de control, ya que es un factor de gran importancia para el éxito de una cementación primaria. Así mismo la numeración de los tramos, siguiendo un orden de acuerdo al diseño del ademe que se utilizará en el pozo en grados, peso y tipos de roscas ,las cuales deben satisfacer las condicio- nes de medida del probador del manual y con el objeto de seguir el orden de introducción pro- gramado. El total de tramos debe coincidir en todas sus partes con el número de tramos, apartando los que están en malas condiciones, principalmente en las roscas y los que se hayan golpeado y da- ñado durante su transporte y/ó introducción, así 149 23. Si está hermético el muestrero, desechar la mues- tra, reacondicionar nuevamente el muestrero y regresar al punto 19 del procedimiento. 24. Traspasar la muestra del muestrero WOFFORD a la botella de traslado, con el auxilio del personal, del equipo de la ULA y del laboratorio de yaci- mientos. 25. Si se recuperaron tres muestras a la misma pro- fundidad, desmantelar la ULA 26. Entregar las muestras a yacimientos para que efec- túen los análisis PVT. 27. Terminar el procedimiento de recuperación de muestras de fondo. Elaborar un reporte de las muestras tomadas. Procedimiento para Recuperar Muestras de Fluidos en Superficie a) Para efectuar análisis físicos. 1. Instalar la toma de gas en el medio árbol de válvu- las con línea de acero inoxidable de 1/8". 2. Determinar la concentración de H2 S en el gas pro- ducido. 3. Si la concentración de H2 S es peligrosa, disponer del equipo de protección necesario para trabajar en condiciones peligrosas. 4. Instruir al personal sobre el uso adecuado del equi- po de protección y sobre el manejo de los fluidos. 5. Instalar una línea para recuperar las muestras en una posición tal que los vientos favorezcan la di- sipación del gas sin poner en riesgo al personal que toma las muestras. 6. Instalar el equipo de protección contra-incendio cerca de la toma de las muestras. 7. Preparar botellas limpias y transparentes de 1 l de capacidad para depositar las muestras. 8. Disponer de un recipiente limpio de regular capa- cidad para la captación de las muestras (cubeta de 18 l). 9. Disponer de un depósito para recolectar las mues- tras que se van analizando y desechando (tan- ques cerrados de 200 l). 10.Llevar el control del muestreo en una libreta en donde se anote fecha, hora, presión y el estran- gulador por donde está fluyendo el pozo, al mo- mento de recuperar la muestra. 11.Cada vez que se vaya a recuperar una muestra, abrir el paso a los fluidos dejándolos que fluyan hasta que se considere que se desalojaron todos los remanentes de la muestra anterior. 12.Cada vez que se recupere una muestra, ésta debe ser de 3 l aproximadamente. 13.Agitar y homogenizar perfectamente la muestra para posteriormente llenar dos botellas de un li- tro cada una 15.Entregar una muestra al químico del pozo para que efectúe los análisis físicos; la otra queda en obser- vación para que sea comparada con las muestras tomadas antes y después, y determinar la variación del contenido de agua y sólidos con el tiempo du- rante la limpieza y estabilización del pozo. 16.Elaborar un reporte de la cantidad de muestras tomadas, con la fecha, hora y el estrangulador por el cual estaba fluyendo el pozo. Procedimiento para Recuperar Muestras para Aná- lisis "PVT" 1. Se debe esperar a que el pozo esté estabilizado y limpio y fluyendo al separador de producción más cercano. De ser posible, contar con un separador portátil cerca de la cabeza del pozo. 2. Instalar un arreglo de válvulas de aguja de 1/2" y líneas de 1/8" de acero inoxidable a las salidas del separador de producción por donde se vayan a obtener las muestras. 3. Preparar las botellas de acero inoxidable para alta presión tipo bala para recibir las muestras. Las que se llenaran con gas deben estar totalmente purgadas al vacío y las que recibirán aceite deben purgar todo el aire con agua y quedar llenas con este líquido.
  • 17. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 17 como los tramos sobrantes del total programa- do. El ajuste aproximado de la totalidad de los tra- mos a utilizar, nos indicará las profundidades de circulación, el cambio de grados y pesos de las diferentes tuberías programadas, hasta llegar a la profundidad total y así mismo es importante verificar el calibrador ó "conejo" que se esta utili- zando, ya que la pérdida del mismo puede oca- sionar un problema serio a la hora de la cementación y no se pueda establecer circula- ción porque el calibrador se quedó dentro del ademe que ya se introdujo al pozo por lo que debe proceder a su pesca de inmediato. b.- Introducción de la Tubería de Revestimiento. Durante la introducción de la tubería de revesti- miento uno de los problemas que puede afectar el éxito o el fracaso de la operación de cementación, seria el que se origine la presión de surgencia que puede ocasionar pérdidas de circulación que básicamente se pueden originar durante la introducción incorrecta de la tubería. La velocidad de introducción deberá calcularse antes de iniciar la operación de introducción, ve- locidad que estará sujeta por la densidad del lodo de perforación, longitud de la columna, espacio entre tubería y agujero y accesorios de la tube- ría, por la experiencia y la práctica se ha obser- vado que no es conveniente rebasar una veloci- dad de introducción de 20-34 seg por tramo de 12 metros. c.- Llenado de Tuberías y Circulación. El llenado de la tubería dependerá de los acce- sorios programados y del funcionamiento de los mismos, así como de las condiciones del fluido de control, de la velocidad de circulación y re- cuperación del corte. Los beneficios de la circulación en el pozo, du- rante la perforación así como en la cementación de tuberías de revestimiento es de gran impor- tancia, tomando en cuenta que la mayoría de los lodos de perforación son de bajo esfuerzo de corte y forman geles con sólidos en suspen- sión cuando permanecen en reposo. La circula- ción y el movimiento de la tubería en los casos que sea posible, romperá este gel reduciendo la viscosidad del lodo. Los tiempos suficientes de circulación, dependerán de la profundidad, pozo, espacio anular entre tuberías y agujero, tipo de formaciones que se atraviesen y del buen fun- cionamiento del equipo de flotación que se pro- grame. d.- Instalación de la cabeza de cementación y de los tapones. La supervisión del estado físico de la cabeza de cementación es de gran importancia, que impli- ca roscas, tapas, pasadores, machos y válvulas, así como el diámetro correcto. Asímismo es de gran importancia la supervisión en la colocación de los tapones de desplazamiento y limpieza y en la posición de las válvulas ó machos de la cabeza de cementación durante la operación. e.- Verificación del sistema Hidráulico de bombeo superficial. Es muy importante verificar el buen funciona- miento de las bombas de los equipos de perfo- ración, así como su limpieza de las mismas con el objeto de evitar contratiempos en los despla- zamientos de las lechadas de cemento, se debe checar su eficiencia y volúmenes por embolada que estará sujeto a los diámetros del pistón y carrera del mismo. f.- Operación de Cementación. En el proceso de operación es importante verifi- car la instalación correcta de equipos programa- dos y auxiliares, checar circulación, preparar el colchón limpiador de acuerdo al programa en tipo y volumen y bombear al pozo, preparar el colchón separador , soltar el tapón de diafragma ó limpiador , bombear el colchón separador, bombear lechada de cemento de acuerdo a di- seño elaborado en cuanto a densidad , soltar el tapón de desplazamiento ó sólido , bombear un colchón de agua natural y desplazar la lechada con el volumen calculado; durante la operación es importante verificar la circulación, niveles de presas y presión de desplazamiento. La verificación de la llegada del tapón de despla- 148 Procedimientos operativos para el muestreo Procedimiento para el Muestreo de Fluidos en el Fondo. 1. Abrir el pozo inmediatamente después de haber sido disparado o de haberse efectuado una induc- ción con el fin de que descargue los fluidos que contenga, y fluya. 2. Si el pozo fluye, pasar al punto 14 de este procedi- miento. 3. Si el pozo no fluye, observarlo abierto al quema- dor durante 8 h. para que la formación aporte flui- dos al pozo. 4. Durante las 8 h.de observación del pozo, preparar botellas, de 1 l de capacidad, limpias y de ser po- sible transparentes, así como un recipiente de mayor capacidad, limpio y seco, para captar la muestra directamente del muestrero de fondo. 5. Cerrar el pozo e instalar la Unidad de Línea de Acero (ULA). 6. Calibrar el pozo con el máximo diámetro permisi- ble de acuerdo con su estado mecánico. 7. Con la *amerada (herramienta para tomar los re- gistros de presión de fondo) y la ULA, tomar regis- tro de gradientes hasta el nivel medio de los dispa- ros y la temperatura del fondo del pozo. 8. El personal de servicio a pozos debe interpretar la carta metálica para determinar el nivel de fluidos líquidos en el pozo, así como la temperatura de fondo de acuerdo con los termómetros coloca- dos en la amerada. 9. Preparar el muestrero de fondo WOFFORD. 10.Baje el muestrero el número de veces que sea necesario para recuperar las muestras que se pro- gramaron previamente. 11.Cada muestra tomada se recupera en el recipien- te contenedor grande y de este se pasa a cada botella preparada para recibirlos. 12 Si se han obtenido las muestras programadas, se entregan estas al químico del pozo o al analista de producción para efectuarle sus aná- lisis necesarios. 13.Si se concluyó el muestreo, desmantele la ULA. 14.Si el pozo fluye y se requieren muestras para aná- lisis PVT, dejarlo hasta que se limpie y se estabilice su presión por diferentes estranguladores. 15.Una vez que el pozo se haya estabilizada, se redu- ce paulatinamente el diámetro del estrangulador por donde fluye el pozo hasta que se estabilice la RGA producida. 16.Cerrar el pozo y tomar registro de presiones de fondo hasta que se estabilice la presión de fondo cerrado. 17.El personal de servicio interpretará el registro de gradientes para determinar las contactos aceite- sólidos y el contacto agua-aceite, así como la pro- fundidad a donde se va a tomar la muestra. 18.Preparar el muestrero de fondo WOFFORD y el equipo con el que se va a traspasar la muestra. 19.Introducir el muestrero dentro del lubricador, co- nectarlo y abrir la válvula de sondeo lentamente para llenar el interior de lubricador hasta alcanzar la presión en cabeza con el pozo cerrado. 20. Bajar el muestrero al fondo donde se va a recu- perar la muestra, no excediendo la velocidad máxima de 120 m/min. Antes de efectuar el cie- rre de las válvulas, subir el muestrero lentamente unos 10 ó 20m y volverlo a bajar a la profundi- dad programada. Se repite esto unas tres veces cuando el pozo contiene aceite ligero; cinco, cuando se trata de aceite normal y diez veces si se trata de aceites pesados. 21. Desconectar el lubricador y recuperar el muestrero de su interior. Verificar la hermeticidad del muestrero introduciendo sus extremos en agua para corroborar que no haya burbujeo. 22. Si el muestrero está hermético pasar al punto 24 del procedimiento. * amerada - Nombre de herramienta utilizada para tomar los registros de presión de fondo
  • 18. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 18 zamiento al cople de retención ó presión final es de gran importancia, seria una manera de che- car el volumen calculado de desplazamiento, además, comprobar que la maniobra efectuada en la cabeza de cementación fue correcta. La presión final se descargará a cero y se checará el funcionamiento del equipo de flotación y en caso de falla del mismo se represionará con una presión diferencial adecuada, para evitar el efec- to de microanillo y se cerrará el pozo hasta el fraguado inicial de la lechada. Finalmente se elaborará el reporte final de la ope- ración, que incluirá el ajuste final de la tubería de revestimiento indicando grado, peso y rosca, número de centradores utilizados, presiones de operación, si se presentó alguna falla mencio- narla, indicar si durante la operación la circula- ción fue normal ó se presentaron pérdidas y si funcionó ó no funcionó el equipo de flotación, además se indicará el tiempo de fraguado y el programa de terminación. Operaciones posteriores a la Cementación La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y colocarán empaques se- cundarios, carrete adapatador y se probara con pre- sión, posteriormente se bajara a reconocer la cima de cemento, se probara la tubería , se escariará y se evaluara la cementación tomando un Registro Sonico de Cementación CBL-VDL . Ejemplo: Se va a realizar la cementación de la tubería de ex- plotación de 6 5/8",N-80, combinada 24-28 # a 2500 m. T.R. Explotación 6 5/8",24# de 0 a 1800 m 6 5/8",283 de 1800-2500 m Diámetro Agujero = 9" T.R. anterior 9 5/8" ,N-80,40 # A 1500 m. Intervalo de interés 2350 - 2400 m. Cima de cemento a 1800 m. Cople flotador 6 5/8" a 2470 m. Cálculos: Primero se requiere conocer los diámetros interiores de la T.R. de explotación y su capacidad, así mismo se deben calcular las capacidades de los diferentes Espacios Anulares entre el agujero y el diámetro ex- terior de la TR de explotación, en este caso se consi- deró un agujero uniforme, pero en la realidad ésto varia sustancialmente ya que con la toma de un Re- gistro calibrador se conoce el diámetro real del agu- jero. Cap. TR 6 5/8",24 # (D. Int.=5.921")= 17.76 lts/m Cap. TR 6 5/8",28 # (D. Int.=5.791")= 16.99 lts/m Cap. EA Agujero-TR Explotación= (92 - 5.6252) 0.5067= 25 lts/m Posteriormente se calculan los volúmenes requeridos, únicamente multiplicando la capacidad por la pro- fundidad, es importante mencionar que existen libros y/o manuales de las diferentes compañías de servicio en donde viene especificadas las características de todas las TR y en ellos vienen los datos de las capaci- dades de TR´S y diferentes espacios anulares por bl/ m ó gal/pie Vol. Desplaz. 24" = 17.76 x 1800 m. = 31968 lts = 201 bls Vol. Desplaz. 28" = 16.99 x 670 m. = 11383 lts = 71.6 bls Vol. Total desplaz. Al cople flotador = 43321 lts = 272.6 bls Vol. Lechada EA= 25 lts/m (2500 - 1800 m) = 19600 lts = 123 bls Vol. Lechada TR 6 5/8"= 30 m x 16.99 lts/m = 509.7 lts = 3.2 bls Vol. Total lechada cemento = 20109.7 lts = 126.2 bls Vol. Bache limpiador = 25 lts/m x 100 m = 2500 lts = 16 bls Vol. Bache separador = 25 lts/m x 30 m = 750 lts = 5 bls Los volúmenes de bache separador y limpiador ge- neralmente es de 3 a 5 m3 y 5 a 10 m3 respectiva- mente o realmente depende del EA que se va a cu- brir. Para calcular la cantidad de sacos de cemento y de 147 como "check" para retener en su interior la muestra una vez que ha sido recuperada. Esta herramienta trabaja conjuntamente con la acción de un operador de golpe (tijera o martillo). Para realizar esta técnica se requieren de cinco a seis golpes que se aplican sobre la resistencia de sólidos para llenar el interior del barril y posteriormente, si es necesario, para re- cuperarlo en caso de atraparse en los sólidos. Normalmente las muestras recuperadas en superfi- cie son pequeñas; pero su volumen es suficiente para efectuar el análisis y determinar la naturaleza, y así poder preparar sistemas de fluidos y solventes para lograr su remoción en forma eficiente. Muestreo de fluidos a boca de pozo Esta técnica se aplica únicamente a los pozos fluyentes, y como en el caso del muestreo de fondo, se realiza con dos propósitos principales: el primero, para definir el intervalo en forma rápida cuando se han logrado las condiciones de limpieza y de estabi- lización de su producción; el segundo, para efectuar análisis PVT cuando el yacimiento contiene gas y condensado o aceite volátil. Las muestras que se obtienen de ellos no son representativas de los flui- dos que contiene el yacimiento debido a la gran va- riación composicional que sufren cuando cambian sus condiciones de presión y temperatura. Las mues- tras de aceite y gas tomadas del separador más próxi- mo a la boca del pozo se comprimen para simular su comportamiento desde sus condiciones originales hasta las condiciones de separación en superficie. Para efectuar análisis físicos, las muestras se obtie- nen directamente de una línea alterna a la línea de quema pues mientras el pozo se encuentra en etapa de limpieza, los productos deben ser quemados. En el extremo de la línea alterna se coloca un reci- piente limpio y grande, como una cubeta de 20 l de capacidad para captar el volumen de muestra líqui- da necesaria para efectuar los análisis (1 a 3l). Es con- veniente realizar un análisis del gas que produce el pozo para determinar si contiene gases tóxicos o venenosos como el H2 S, con la finalidad de proteger al personal que recuperará la muestra con el equipo necesario. Una vez obtenida la muestra en el recipiente, se agita y se coloca en recipientes limpios y transparentes de 1 l de capacidad para apreciar visualmente la separación de los componentes líquidos y sólidos, así como su color. Se recomienda hacer la recuperación de las muestras cada hora con un registro de la fecha y hora en que se tomó la presión en la cabeza del pozo y el diámetro del estrangulador. El muestreo se suspende cuando dejen de salir sedimentos y agua, o cuando los porcentajes de los mismos ya no varíen, y la pre- sión en la cabeza del pozo se haya estabilizado. La recuperación de las muestras en superficie para el análisis PVT es más complicado; por tal motivo, se realiza por el personal responsable del laboratorio de yacimientos. Ellos se encargan de preparar las botellas metálicas para alta presión en donde recu- perarán, por separado, las muestras de gas y de acei- te directamente del separador más cercano a la boca del pozo. Las condiciones de separación en superfi- cie (presión y temperatura) deberán darse a través de un sistema cerrado compuesto de válvulas de aguja y líneas de acero inoxidable de 1/8". Este pro- cedimiento generalmente es lento: se lleva de una a dos horas por cada muestra que se recupera; como mínimo se recomiendan tres de cada fase. Antes de recuperar las muestras, las líneas y válvulas se purgan y se saturan de fluidos, mientras que las botellas se preparan en el laboratorio al vacío para recuperar las muestras. La recuperación de las muestras de gas para determi- nar el contenido de gases tóxicos se realiza directa- mente en el equipo para su medición y análisis; así, esto se detallará en el tema de análisis de muestras. MUSTRERO DE FONDO CAMCO Figura 58. Muestrero de Fondo
  • 19. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 19 aditivos que se va a utilizar en la operación, esto ya depende del diseño de la lechada de cemento con la densidad requerida, el rendimiento, el requerimien- to de agua, la temperatura, los aditivos necesarios para el tiempo bombeable requerido, etc. Un ejemplo es la lechada con las siguientes especifi- caciones : Densidad lechada = 1.89 gr/cm3 Rendimiento = 38 lts/saco Requerimiento de agua = 18 lts/saco Retardador = 1.5% en peso del cemento Reductor de filtrado = 0.5 % en peso de cemento En el ejemplo anterior se requieren 19600 lts = 123 bls de lechada y haciendo las siguientes operaciones se calcula el número de sacos requeridos. No sacos total = 20109.7 lts / 38 lts/saco = 529 sacos de cemento Y como cada saco peso 50 kg = 26.5 ton. Vol. De agua requerida = 529 sacos x 18 lts/saco = 9 522 lts = 9.522 m3 Existe software o programas técnicos en donde se introducen los datos que va solicitando cada panta- lla y automáticamente proporcionan el volumen de desplazamiento, la cantidad de sacos de cemento, volumen de agua, etc. , asi mismo proporcionan grá- ficamente y tablas como va a quedar la cementación de la tubería de revestimiento y los materiales reque- ridos, es muy importante mencionar que él mismo software nos indica si se fractura la formación con los datos de gradiente de fractura que le proporcio- naron y la densidad de la lechada de cemento, de la densidad del bache espaciador, limpiador y también la densidad del lodo de perforación que se tiene en el momento de la cementación de la tubería de re- vestimiento. Operaciones posteriores a la Cementación La tubería se anclará en sus cuñas con el 30% de su peso, se cortará, biselará y colocarán empaques se- cundarios, carrete adaptador y se probará con pre- sión, posteriormente se bajará a reconocer la cima de cemento, se probará la tubería , se escariará y se evaluará la cementación tomando un Registro Sóni- co de Cementación CBL-VDL . V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN Las sartas o aparejos de producción es el medio por el cual se transportan los fluidos del yacimiento a la superficie y pueden clasificarse dependiendo de las condiciones del yacimiento como: fluyente, de bom- beo neumático, bombeo mecánico, bombeo elec- tro-centrífugo y bombeo hidráulico. Seleccionar, diseñar e instalar un aparejo de produc- ción es una parte crítica en cualquier programa de operación durante la intervención de un pozo ya sea en una terminación y/o reparación. En un diseño hay que tornar en cuenta el ángulo del pozo, los fluidos de perforación, peso, velocidad de rotaria y otros procedimientos de operación. Propiedades de las Tuberías y de las Juntas Esfuerzo de torsión en las juntas. Es una función de variables como: - Esfuerzo del acero. - Tamaño de conexión. - Forma de la Rosca. - Carga. - Coeficiente de Fricción. El área de piñón o caja controla grandes factores y está sujeta a amplias variaciones. El diámetro exterior de la caja y el diámetro interior determinan los esfuerzos de la junta en torsión, el diámetro exterior afecta el área de la caja y el diáme- tro interior afecta el área del piñón. Al seleccionar el diámetro interior y exterior se deter- minan las áreas del piñón y la caja, estableciendo los esfuerzos de torsión teóricos, la más grande re- ducción de estos esfuerzos de una junta durante su. vida de servicio ocurre con el uso del diámetro exte- rior. Es posible incrementar el esfuerzo de torsión haciendo juntas con diámetros exteriores grandes y diámetros interiores reducidos. Clases de tuberías de producción Existen varias clases. 146 mercurio hasta donde se observe un quiebre de la curva.Ésteindicarálapresióndesaturacióndelamues- tra, a partir de la cual para cada cm3 de mercurio in- yectado se harán grandes incrementos de presión. 6. Se traspasa la muestra del muestrero a una botella de traslado, siguiendo cualquiera de los dos pro- cedimientos más importantes: uno, llamado tras- paso forzado, aplicado en la región Sur; y el se- gundo, denominado traspaso por gravedad. Traspaso Forzado El equipo utilizado para efectuar el traspaso se mues- tra en el siguiente esquema: Para efectuar el traspaso se recomienda el siguiente procedimiento: 1. Llenar la botella de traslado con mercurio y represionarla con una presión de 70 kg/cm² arriba de la presión de saturación. 2. Cerrar las válvulas 2, 4 y 5, colocar el muestrero ligeramente inclinado formando un ángulo de 15° a 20° con respecto a la vertical; la cabeza de tras- paso debe estar en la parte superior y con la vál- vula 4 hacia abajo. 3. Fijar la botella de traspaso en posición vertical con una diferencia de nivel de 0.6 a 1.2m arriba de la cabeza del muestrero. 4. Instalar una línea entre las válvulas y se llenan las líneas de mercurio para purgar el aire probando por partes cada sección entre válvulas. 5. Abrir la válvula 4 y se comienza a inyectar mercu- rio al interior del muestrero hasta alcanzar la pre- sión con la que se va a desplazar la muestra, aproxi- madamente 70 kg/cm² superior a la presión de saturación para lograr que la muestra se manten- ga en fase líquida. 6. Abrir la válvula 5 y llevar la presión del sistema hasta el valor de la presión de traspaso. 7. Efectuar el traspaso forzado que consiste en sacar mercurio de la botella abriendo ligeramen- te la válvula 7 e inyectando simultáneamen- te mercurio al muestrero. Se debe mante- ner la presión de traspaso y recuperar el mercurio de la botella de traspaso a través de la válvula 7 a un recipiente graduado. El procedimiento concluye cuando se ha- yan inyectado 670 cm3 pues en este mo- mento se tendrá la seguridad de que se ha traspasado toda la muestra que tiene un volumen máximo de 650 cm3. Muestreo de fondo para recuperar sólidos Aquí es importante destacar que los proble- mas de abatimiento en la producción son con- secuencia de varios factores, entre otros, de la acumulación de asfeltenos y parafinas, la in- crustacióndesales,carbonatosy,encasosmuy severos, de formación proveniente de roturas en tuberías de revestimiento (figura 58) El muestreo de fondo para recuperar sólidos se efec- túa, generalmente, en pozos que se encuentran en operación. Constituyen la primera información váli- da para determinar las causas que provocan reduc- ción en la producción. Esta técnica es muy rápida y confiable. Se efectúa con la línea de acero y nos permite decidir en forma acertada las acciones que deberán seguirse en la solución de un problema de esta naturaleza. El equipo utilizado para efectuar este muestreo com- prende un barril metálico que viene en dos tamaños de diámetro exterior 1 5/8," máximo, o de 1 ¼" míni- mo; dispone interiormente de una canica que actúa 6 BOTELLA DE TRASLADO 7 RECIPIENTE GRADUADO 5 4 MERCURIO ACEITE MUESTRERO WOFFORD 2 3 1 MANOMETRO RECIPIENTE DE MERCURIO BOMBA DE MERCURIO REPRESENTACION ESQUEMATICA DEL TRASPASO FORZADO DE FLUIDOS DEL MUESTRERO DE FONDO A LA BOTELLA DE TRASLADO Figura 57. Traspaso de muestra.
  • 20. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 20 a) Clase Nueva.- Se presenta en sus datos de ten- sión, torsión y presión interna y colapso. b) Clase Premium.- Está basada en una tubería que tiene un uso uniforme y un mínimo de espesor de pared del 80%. c) Clase 2.- Esta tubería tiene un mínimo de es- pesor de pared del 65%. d) Clase 3.- Esta clase de tubería tiene un mínimo de espesor de pared del 55% con todo el uso de un solo lado. Se recomienda que los datos como el grado, peso y rosca de las tuberías sean grabadas en la base del piñón. Consideraciones de diseño Factor de flotación El factor de flotación es un factor muy importante que se debe de tomar en cuenta en los diseños de sartas ya que nos reduce el peso total de la tubería y se puede calcular con la siguiente formula: FF = 1 - donde: F = Factor de flotación d = Densidad del lodo da = Densidad del acero = 7.8 gr/cm3 Agentes de Corrosión La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su medio ambiente y los principales agentes que afectan a las tuberías son los gases disueltos (el oxigeno, dióxido de carbono e hidrógeno sulfuroso), sales disueltas (cloros, carbo- natos y sulfatos) y ácidos. La mayoría de los procesos de corrosión envuel- ven reacciones electro-químicas, el incremento de la conductividad puede dar como resultado altas velocidades de corrosión y los principales facto- res son: a) El pH. b) La temperatura. c) La velocidad del flujo. d) Heterogeneidad. e) Altos esfuerzos. Presión del yacimiento Es la presión con la cual aportara la formación pro- ductora los hidrocarburos a través del sistema de producción, y es necesario conocer para identificar el tipo de aparejo a utilizar. Este parámetro puede obtenerse de las curvas de variación de presión. - Indice de producción. - Diámetro de Tubería de revestimiento - Presión de trabajo. Procedimiento para calcular el peso de la tubería de producción dentro del pozo - Obtencion del factor de flotacion. - Obtencion del peso de la tuberia de produccion dentro del pozo, el cual puede obtenerse me- diante la ecuación siguiente: PTR o PTP = PTR o PTP X FF donde: PTR o PTP = Peso real de laT.P. o T.R. Ejemplo: Calcular el peso que debe observarse en el indicador de peso al introducir 2,000 mts. de T.P 2 7/8", J-55, 6.5 lbs/pie o 9.67 kg/m con un lodo de 1.40 grs/cm3. FF = 1- = 1- = 0.821 Peso de la T.P en el aire = 2,000 x 9.67 = 19,340 Kgr = 19.34 toneladas Peso de laT.P en el aire x Factor de Flotación = Peso de la TP dentro del pozo 19,340 x 0.821 = 15,878.14 Kgs Peso de la TP dentro del pozo = 15, 878.14 Kgs. GD G 145 5. Se cierran las válvulas rompiendo el perno de corte por medio de jalones bruscos de la línea de acero si la cabeza es de golpe o esperando que el cierre se haga automático al concluir el tiempo programado del re- loj. 6. Una vez tomada la muestra, la velocidad de recu- peración del muestrero debe ser moderada hasta el momento en que entre al aparejo de producción. A partir de ahí se puede incrementar la velocidad con- siderablemente y nuevamente se vuelve a reducir hasta parar totalmente 10m abajo de la cabeza del pozo, los cuales se terminan de subir a mano para evitar que el muestrero choque con el lubricador y se rompa la línea de acero. 7. Cuando el muestrero está en la parte superior del lubricador, se cierra la válvula de sondeo, se descarga la presión del lubricador y se desconecta del medio árbol de válvulas para extraer el muestrero de su interior. Para verificar que el muestrero se encuentra hermé- tico se recomienda introducir sus extremos en agua para verificar que no haya manifestación de burbu- jeo; en caso contrario, la muestra deberá desecharse y repetir la toma de la misma. Se recomienda tomar de tres a cuatro muestras de fluidos con la finalidad de que se tengan por lo menos dos con característi- cas similares. Extracción y traspaso de la muestra Para extraer el fluido del muestrero se requiere el si- guiente equipo: * Una bomba de desplazamiento de Mercurio * Un recipiente de Mercurio * Un manómetro * Una cabeza de traspaso * Una línea flexible de acero inoxidable de 1/8" * Seis válvulas de acero inoxidable para alta presión * Una botella de traslado El procedimiento inicia con: 1. La instalación de la cabeza de traspaso en la válvu- la inferior del muestrero. 2. Se instala la línea de 1/8" de la bomba de mercurio a la cabeza de traspaso. 3. Se purga el aire del sistema con mercurio. 4. Se inicia a inyectar mercurio al sistema con volú- menes de 1 cm3, registrando el volumen de mer- curio consumido contra presión registrada. 5. Se abre el muestrero continuando la inyección de M U E S T R E R O D E F O N D O W O F F O R D P A R A R E C U P E R A R F L U I D O S Figura 56. Muestrero de Fondo
  • 21. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 21 Procedimiento de diseño de tubería de producción En este apartado solo se mencionarán las considera- ciones más importantes que se toman en cuenta para el diseño de una sarta de producción, dentro de estas se consideran las siguientes variables: Wn = Peso nominal de la T.P. (lb/pie) Pt = Resistencia a la tensión (lb) Rc = Resistencia al colapso (Psi) Wtp = Peso ajustado de la T.P. (lb/pie) (incluye co- nexión) Pcp = Punto de cedencia promedio (lb/pg2) Mop = Margen de seguridad por tensión (ton) Fsc = Factor de seguridad al colapso (1.125) El procedimiento incluye en términos generales 2 eta- pas, la primera es el diseño de la sarta por Tensión y la segunda el diseño por Colapso. En el diseño por Tensión se utilizan las siguientes for- mulas: L = En el diseño por Colapso la sarta debe estar previa- mente calculada por Tensión y se utilizan las siguien- tes formulas. Z2 + RY + R2 - 1 = 0 R = Z = Wap = Tensión aplicada a la T.P. sobre el punto de interés (Kg). A = Área transversal del acero (cm2). Rct = Resistencia al colapso bajo tensión (kg/cm2) Rcst = Resistencia al colapso sin tensión (kg/cm2) Accesorios de los aparejos de producción Los accesorios para los aparejos de producción va- rían de acuerdo al tipo de terminación que se haya elegido, sin embargo podemos mencionar los más importantes en cuanto se refiere a las terminaciones sencillas, entre estos accesorios podemos mencio- nar: Equipo de control subsuperficial Dentro de este equipo podemos mencionar: Las válvulas de seguridad con las cuales se obstruye la tubería de producción en algún punto abajo del cabezal cuando los controles superficiales han sido dañados o requieren ser completamente removidos. Reguladores y estranguladores de fondo los cuales reducen la presión fluyente en la cabeza del pozo y previene el congelamiento de las líneas y controles superficiales. Válvulas check que previenen el contraflujo en los pozos de inyección. Estos instrumentos pueden ser instalados o removidos mediante operaciones con cable. Ya que estos accesorios son susceptibles al daño, debe pensarse en una buena limpieza antes de instalar un dispositivo de control superficial. Sistemas de seguridad Los sistemas de seguridad superficial son la primera línea de protección contra cualquier desgracia en los accesorios superficiales. Estos sistemas general- mente consisten de válvulas cerradas mantenidas abiertas por medio de gas a baja presión que actúa un pistón. Si la presión de gas es purgada, la acción de un resorte interno cierra la válvula contra la línea de presión. Empacadores de producción Estos son clasificados generalmente como tipo per- manente o recuperable. Algunas innovaciones inclu- yen niples de asiento o receptáculos de estos. Los empacadores deben ser corridos cuando su utilidad futura sea visualizada para que no resulte en gastos innecesarios que deriven en costosas remociones. Los empacadores sirven para varios propósitos en- tre los cuales podemos mencionar la protección de la Tubería de revestimiento de las presiones, tanto del pozo como de las operaciones de estimulación, y sobre todo de fluidos corrosivos; el aislamiento de fugas en la Tubería de revestimiento, el aislamiento )( )9.0( .E:Q 0RS3W − )(3FS$ :DS 5FVW 5FW 144 2. La salinidad del agua producida debe ser igual a la salinidad del agua de formación. 3. Si se realizó un tratamiento con ácido, el pH debe ser igual a 7. 4. El volumen que haya producido el pozo debe ser de 5 a 10 veces el volumen del pozo. Cuando se cumplen los criterios anteriores, conclu- ye el periodo de limpieza; sin embargo, si el tiempo en que se limpió el pozo fue menor a 12 horas, se debe dejar fluir un 50% adicional. b) Producción normal Una vez que haya terminado el periodo de limpieza se recomienda dejar fluir al pozo a través del estran- gulador por el cual va a producir o por uno que per- mita registrar la presión de fondo fluyendo, hasta que se estabilice. Para la medición de la misma y del gas- to se emplea un separador cercano a la boca del pozo o un medidor de fondo para evitar errores por condiciones de la línea de descarga. c) Reducción paulatina de la producción Después del paso anterior, es necesario que el pozo fluya sucesivamente a través de varios estrangulado- res de diámetro cada vez más reducido. Se debe medir su producción y registrar su presión de fon- do, para que las condiciones de producción se estabilicen en cada estrangulador. Esta reducción paulatina de la producción es nece- saria debido a que en el yacimiento, la presión dis- minuye en la vecindad del pozo al fluir hasta llegar por abajo de la presión de saturación, lo que ocasio- na la liberación de gas y la variación en la composi- ción de la fase líquida en el pozo. Con la disminución del diámetro del estrangulador, el abatimiento de presión en el fondo del pozo es menor, lo cual origina que la cantidad de gas libre disminuya y la composición del aceite sea cada vez más cercana a la del aceite en el yacimiento. La selección de los estranguladores sucesivos se hará de tal manera que en cada cambio la producción se reduzca 30% ò 50%, con el más pequeño a través del cual pueda obtenerse un flujo estable. La disminución de la RGA en la producción será indicativo de que el pozo ha sido acondicionado adecuadamente. d) Variación de la relación gas/aceite (RGA) Esta variación se da cuando se reduce el diámetro del estrangulador, y la caída de presión dentro del yacimiento se va haciendo más pequeña hasta que el valor de la RGA prácticamente no cambia al fluirlo en los últimos dos o tres estranguladores. Una vez concluida esta última etapa del acondiciona- miento, el pozo deberá cerrarse preferentemente has- ta que se estabilice la presión de fondo cerrado, con lo cual se logrará que el aceite dentro del pozo tenga una composición prácticamente igual a la del yacimiento. Si al reducir el diámetro de los estranguladores la RGA aumenta en lugar de disminuir, entonces el in- tervalo estará disparado en el casquete del yacimien- to y no será posible efectuar el muestreo, a menos que se aísle el intervalo y se abra otro. Obtención de la muestra de fondo Para la toma de muestra se utiliza el muestrero WOFFORD con cabeza de golpe y para el cierre de las válvulas, con mecanismo de reloj. Este tipo de muestreros se baja con equipo de línea y el procedi- miento es el siguiente: 1. Se introduce en el lubricador y se conecta al preventor instalado en el medio árbol. 2. Se abre lentamente la válvula de sondeo para per- mitir que se llene de fluido todo el interior de lubricador. 3. Se espera a que se estabilice la presión para iniciar la introducción del muestrero al pozo, a una veloci- dad de 120m/min como máximo. Se deben evitar cambios bruscos que podrían activar de golpe el mecanismo o alterar el funcionamiento del reloj y poner especial cuidado de que, al llegar a la profun- didad de muestreo, se reduzca la velocidad para evi- tar un cierre accidental de las válvulas o de tomar la muestra a una profundidad inadecuada. 4. Cuando el muestrero esté en profundidad, deberá subirse unos 10 ó 20m y volver a bajar. Esta opera- ción se deberá repetir tres veces si se trata de aceite ligero, y diez si se trata de aceite pesado.
  • 22. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 22 de disparos cementados a presión forzada, o inter- valos de producción múltiple, cancelación de los cabeceos o el suaveo de fluidos, auxilio de instala- ciones artificiales, en conjunto con válvulas de segu- ridad, o para mantener fluidos de "matar" o fluidos de tratamiento en el espacio anular. El empacador puede ser descrito como un dispositi- vo el cual bloquea el paso de los fluidos al espacio anular o del espacio anular a la tuberia de produccion. La mayoria de las aplicaciones de los empacadores son simples y sencillas que no requieren mas que la de proporcionar el peso de la tuberia de produccion suficiente sobre el empacador para garantizar el se- llo. Existen otras aplicaciones donde se deben tomar consideraciones de extrema precaucion para el an- claje del mismo, sobre todo en el tipo de aplicación peso para que no falle en la utilizacion especifica en el pozo. Selección Para hacer una buena selección se deben tomar los siguientes parametros: - Diametro de la tuberia de revestimiento o agu- jero descubierto en caso del tipo inflable. - Grado y peso de la tuberia de revestimiento. - Temperatura a la que estara sometido. - Presion de trabajo. - Tension y compresion. - Diseño de operación. Consideraciones generales en la selección de los empacadores. La selección involucra el análisis anti- cipado de los objetivos de las operaciones del pozo, como son la terminación, la estimulación, y los tra- bajos futuros de reparación. Se debe considerar los costos de este accesorio, así como los mecanismos de sello y empacamiento mecánico, la resistencia a los fluidos y presiones, su capacidad de recuperabilidad o no, sus características para las operaciones de pesca o molienda, si hay posibilidad de efectuar operaciones "trough-tubing" o con cable a través del. También debe considerarse los cambios en la temperatura y la presión. Tipos de Empacadores A continuacion se describen algunos de los tipos de empacadores más comunes que existen en el mer- cado actual. Empacadores recuperables. Existen diferentes tipos de empacadores de esta categoría, los cuales van desde empacadores que se anclan con peso hasta anclados por tensión o anclaje mecánico o hidráuli- co, dependiendo de las operaciones que se realicen en los intervalos de producción. La función que cum- plen viene siendo la misma que la de todos los empacadores y sus principios de operación varían muy poco, estos empacadores pueden ser recupera- dos y reutilizados otra vez aplicándoles un manteni- miento mínimo en cada ocasión. Empacadores permanentes. Como su nombre lo dice, estos accesorios se colocan en los pozos para que- dar en forma permanente, también tienen acceso- rios adicionales que permiten utilizarlos como tapo- nes puente temporal, para cementaciones forzadas, o para realizar fracturas arriba del empaque. Este tipo de empacadores permite realizar operaciones donde se tienen presiones altas, y en algunas ocasio- nes dependiendo del tipo de terminación o manteni- miento que se tenga en un pozo, pueden ser utiliza- dos como retenores de cemento para realizar opera- ciones de cementación forzada en un intervalo de abandono definitivo, para posteriormente probar un intervalo superior de interés. Consiste de uno o mas elementos de empaque y dos juegos de cuñas, pueden ser introducidos al pozo mediante tuberia de produccion o cable conductor con alguna forma de carga explosiva, manipulacion de tijeras o dispositivos hidrostaticos. Estos empaques resisten altas presiones diferencia- les de arriba o abajo sin que sufra algun movimiento, generalmente son construidos de hierro fundido centrifugado y las cuñas de acero de bajo carbon con la finalidad de que puedan ser molidos con faci- lidad. Empacador de ancla: Consiste simplemente de un elemento de empaque el cual puede ser comprimido y de esta manera forzarlo a expanderse hasta la tuberia de revestimiento, por la aplicación de peso sobre el elemento de sello con la tuberia de produccion. Empacador de agarre de pared o de anclaje por peso: Este tipo consiste generalmente de un elemento de 143 Muestreo de fondo para análisis físicos y químicos El muestreo de fondo tiene mayor aplicación en po- zos que no fluyen inicialmente o que están despresionados, así es que es necesario conocer la aportación de los fluidos del yacimiento. Las profun- didades recomendables para la toma de muestras son las siguientes: Primera muestra. Generalmente se toma al nivel medio del intervalo; sin embargo, en la práctica no es posible hacerlo en forma confiable debido a las diferencias entre las profundidades registradas por la línea de acero con las profundidades reales del pozo. Lo anterior se debe a que no se cuenta con un dispositivo para correlacionar y afinar la profun- didad. Por esta razón se recomienda tomar la mues- tra 20m arriba de la cima del intervalo. Si no se considera lo anterior, puede suceder que la muestra no sea de los fluidos que aporta el yacimien- to, sino del fluido de lavado que queda abajo de la base del intervalo, con lo que se generan viajes adi- cionales. Segunda Muestra. Se recomienda tomarla 100m arri- ba de la cima del intervalo en prueba cuando se tie- ne solo uno, y en la cima del siguiente si se tienen intervalos adicionales. Tercera Muestra. En general esta es la última y se hace al nivel de fluidos líquidos detectados con el registro de gradientes. En algunos casos, cuando se requiere mayor información, se toma en el cambio de agua a aceite dependiendo de la necesidades de información que se desee conocer. La recuperación de las muestras en la superficie se realiza con la finalidad de efectuar análisis físicos. La extracción de los fluidos del muestrero se hará abrien- do la válvula inferior manualmente y permitiendo que se libere la presión dentro del muestrero. Los líqui- dos se recibirán en un contenedor limpio. La información obtenida al efectuar estos análisis es: porcentaje de agua, de aceite y de sólidos, así como la densidad, el pH, y la salinidad y solubilidad de los sólidos. En algunas ocasiones no es posible obtener estos datos en forma completa debido a que el volumen que recupera en el muestrero es de 650 cm3. Cuando se realiza la muestra de un pozo, es indis- pensable tomar un registro de gradientes previo al muestreo, con la finalidad de determinar el nivel de líquidos dentro del pozo y el posible contacto agua- aceite. Antes de tomar la muestra, se debe cerrar el pozo y esperar un tiempo de estabilización. En el caso de los pozos productores, el momento apropiado es inme- diatamente después de concluir la curva de incremen- to; en el caso de pozos que no aportan producción, después de descargar la presión del Nitrógeno o la presión de gas que se haya acumulado en el pozo. El tiempo de estabilización recomendable antes de to- mar la prueba es de 8 a 12 h. Muestreo de fondo para análisis "PVT" Para efectuar un muestreo para análisis PVT (presión, volumen, temperatura), se requiere crear ciertas con- diciones con la finalidad de que el fluido tenga una composición lo más cercana a la del fluido original del yacimiento, las más comunes son: a) Limpieza del pozo El primer paso para acondicionar un pozo que va a ser muestreado es verificar que el fluido producido no contenga residuos de las sustancias utilizadas durante la perforación, terminación o de algún tratamiento de limpieza. Los criterios que se aplican para determinar que un pozo está limpio de acuerdo con las muestras tomadas en superficie son los siguientes: 1. El contenido de agua debe ser menor al 5 % y el de sólidos al 0.5 %. Figura 55. Muestreos de fondo. MUESTREODE FONDO PARA ANÀLISIS FÌSICOS Y QUÌMICOS ANÀLISIS " PVT " Y CROMATOGRÀFICO LAOBTENCIÒN DE SÒLIDOS
  • 23. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 23 sello, un juego de cuñas y cono, dispositivo de friccion y un mecanismo "J". Este empacador es ac- cionado por rotacion de la tuberia de produccion para soltar el mecanismo "J" o por movimiento de la tuberia tanto en sentido ascendente como descen- dente y resiste altas presiones diferenciales. Empacadores con paso de desviado: Este otro tipo consiste de un elemento de empaque alrededor de un aparejo de tubería de producción en adición a algun dispositivo de paso de fluido a traves del ele- mento de empaque. Estos a su vez pueden ser clasi- ficados en tipo ancla (BP-2 de Camco) que consta de un elento de empaque unicamente o del tipo de aga- rre de pared con un mecanismo de desanclaje. Los empacadores anteriormente citados son utiliza- dos en camaras de acumulacion en istalaciones de bombeo neumatico o para aislar fugas en tuberias de revestimiento. Empacadores de Cabeza de Control: Este empacador está provisto con un dispositivo de igualación arriba del mismo, sin que sea necesario levantar la colum- na de fluido arriba del empacador y sin desempacar el elemento de sello del mismo. Empacadores Hidráulicos: Estos empacadores pue- den ser permanentes o recuperables con cuñas o sin cuñas, generalmente se accionan por presión hidrostática en la tubería de producción, aplicada a través de ella desde la superficie. Empacadores Múltiples: Los empacadores múltiples pueden ser de cualquiera de los tipos antes mencio- nados. Estos están simplemente construidos para alojar dos o más aparejos de tubería de producción a través de ellos y pueden ser colocados por diferen- tes dispositivos, generalmente son colocados hidráu- licamente, pero también existen algunos tipos que se colocan con la o las tuberías de producción. Anclas hidraúlicas: Son usadas en conjunto con los empacadores y son operadas hidráulicamente, una alta presión en la tubería de producción forzará las cuñas hacia afuera contra la tubería de revestimien- to, proporcionando de esta forma al empacador de una conexión mecánica que lo detendrá evitando cualquier movimiento entre la tubería de producción y la de revestimiento. Determinación del peso sobre el empacador duran- te su anclaje Normalmente para el anclaje del empacador de aga- rre de pared se recomienda aplicar 10 000 lb de peso con tubería de 2" en empacadores hasta de 6 5/8" y 12 000 lb de peso en tubería de 2 1/2" en empacadores de 7’’. Factores que afectan el peso de la tubería de pro- ducción sobre el empacador Hay un gran número de factores que pueden au- mentar o disminuir el peso sobre el empacador des- pués de anclado, en la mayoría de los casos el efecto de estos factores se pasa por alto. Se debe conside- rar si existe la posibilidad de que alguno de estos factores aumente, en este caso se tomará en cuenta cuando se determine el peso que va a dejarse sobre el empacador. a) Factores que tienden a aumentar peso (incrementan la longitud de la tubería), a un empacador ya colocado. - Fricción entre Tubería de producción y la tu- bería de revestimiento. - Incremento de la temperatura promedio en la tubería de producción. - Incremento de la presión en el espacio anular. - Decremento de la presión en la tubería de re- vestimiento por efecto de flotación y contrac- ción radial extendiendo su longitud. b) Factores que tienden a disminuir el peso (acor- tando la tubería) a un empacador anclado. - Decremento en la temperatura promedio en la tubería de producción. - Decremento de la presión en la tubería de re- vestimiento. - Incremento en presión de la tubería de pro- ducción por incremento del efecto de flotación y expansión radial acortando su longitud. c) Fricción Se presenta generalmente entre la tubería de producción y la de revestimiento especialmente en pozos desviados, tenderá a disminuir el total del peso de la tubería de producción apli- 142 4. Revisar las conexiones superficiales. Se deberán examinar el medio árbol de válvulas, las válvulas del cabezal de producción, el árbol de estrangula- ción y la línea de aforo o descarga a la batería. De ser necesario, probarlas hidráulicamente. 5. Instalar las unidades involucradas. Se instalarán todas las unidades que participarán en la induc- ción, supervisando su buen funcionamiento y la prueba de presión efectuada a dichas unidades. 6. Introducir la tubería flexible. Bajar la tubería flexi- ble hasta la profundidad previamente determina- da, con circulación continua desde el inicio si se trata de líquidos, y a partir de 1000m si el despla- zamiento se realiza con nitrógeno. Cuidar conti- nuamente la presión de trabajo y el peso de la tu- bería. 7. Desplazar en el fondo. Una vez que la tubería ha llegado a la profundidad deseada, se deberá bom- bear el volumen previamente calculado; se incrementará el gasto sin rebasar la presión de tra- bajo y efectuar movimientos periódicos ascenden- tes y descendentes para evitar atrapamientos de la tuberías flexibles. Se recomienda recuperar muestras del fondo para su análisis. 8. Extraer la tubería flexible. Al terminar el despla- zamiento de fondo, se procederá a sacar la tu- bería manteniendo el bombeo de fluido hasta la superficie o a 1000m si el bombeo se realiza con Nitrógeno. 9. Condiciones de la línea de descarga. Durante la inducción, esta línea deberá permanecer franca (sin estrangulador), para evitar el efecto de contra presión y una posible inyección de fluido al inter- valo abierto. Si se observa manifestación o apor- tación del intervalo se utilizará un estrangulador, en función de su diámetro de la presión y caracte- rísticas del fluido producido. 10. Desmantelar las unidades utilizadas. Terminada la inducción se desmantelarán las unidades que intervinieron, y se efectuará la evaluación corres- pondiente tanto al equipo como al personal que intervino. 11. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyecto o el encargado de la operación, deberá elaborar el reporte final. Ahí detallará el desarrollo secuencial y los tiempos empleados. Llenará la hoja de certificación del trabajo realizado por los prestadores de servicio. Toma de muestras La recuperación de las muestras es de gran impor- tancia para la industria petrolera. Para lograrlo se han desarrollado las siguientes técnicas: La elección de la técnica que se va a utilizar depen- derá de los requerimientos de análisis que se harán a las muestras (físicos, químicos, presión, volumen, temperatura). Muestreo de fondo de pozo Su objetivo es la recuperación de muestras para el análisis y evaluación de los fluidos producidos, así como para determinar sus características bajo con- diciones de yacimiento. Dependiendo del objetivo, el muestreo de fondo pue- de utilizarse para, ver figura 55. Enamboscasosdelmuestreodefluidos,laherramienta utilizada para su ejecución es el tipo "WOFFORD". Ésta consiste en un barril cilíndrico de acero inoxidable con una válvula de cierre mecánico en cada extremo; es operada mediante una tijera, y al actuar sobre una cabeza de golpe, libera los seguros y permite el cierre de ellos, una vez recuperada la muestra. El cierre del muestreo también se puede efectuar automáticamente colocando un reloj que hace dis- parar el mecanismo a un tiempo programado pre- viamente, que puede ser de hasta tres horas. Este reloj se coloca, generalmente, cuando se toman muestras para efectuar análisis PVT. DE FONDO TECNICAS DE MUESTREO DE FLUIDOS DE SOLIDOS ABOCADE POZO DE FLUIDOS Figura 54. Técnicas de muestreo.
  • 24. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 24 cado sobre el enipacador. Existe la posibili- dad en estos casos que durante la vida del pozo, la tubería de producción se asiente aumentando peso al empacador. El peso del aparejo de tubería de producción puede ser calculado, al igual que el total de pérdida del peso del mismo. El total de pérdida del peso se debe al efecto de flotación de la tubería de producción en el fluido (lodo o aceite) contenido en la tubería de re- vestimiento, este puede calcularse y ser deducido del peso total de la tubería de producción, si el indica- dor de peso muestra un decremento considerable en el peso de la tubería de producción que el calcu- lado en la gráfica, debe asumirse que la fricción en- tre las tuberías de producción y revestimiento están soportando mucho del peso del aparejo. Por lo tanto debe incrementarse el peso a las 10,000 o 12,000 lbs recomendadas para compensar el efecto por fric- ción. Ejemplo: Datos: Tubería de Producción 2" 4.7 lb/pie Lodo de 16 lb/pg2 Profundidad 10,000 pies La tubería a la profundidad citada pesa 47 000 lbs Efecto de flotación* es de 90 400 lbs Peso neto del block es de 37 600 lbs Si el indicador de peso muestra 31,000 lb., después que la tubería de producción es bajada lentamente y luego detenida, a la fricción sele atribuirán 6,600 lb. Una comprobación sobre esto puede hacerse levan- tando la tubería muy lentamente. El indicador de peso debe leer algún peso arriba de 37,600 lb, proba- blemente alrededor de 43,000 lbs, entonces debe asumirse que 6,600 lb del peso de la tubería están soportados por la fricción de los coples, y parte de este peso se aplicará al empacador al estar fluyendo el pozo. Conexiones superficiales de control Cada uno de los sistemas artificiales de producción tiene su sistema de conexiones superficiales, inclusi- ve puede cambiar dependiendo del sistema artificial de que se trate, en el caso del sistema de bombeo mecánico cambia hasta por el tipo y marca de cada uno de ellos. Conexiones superficiales para el sistema de bom- beo neumático. En las dos figuras 1 y 2 se muestran las conexiones superficiales típicas que se utilizan en los aparejos de bombeo neumático con tibería flexible. Conexiones superficiales para el sistema de bom- beo mecánico Respecto a este sistema artificial de producción varia en cuanto al tipo y marca que se diseñará por ejem- Figura 1 Conexiones superficiales para bombeo Neumatico Wiy‰ˆyhÀhr†‡…hÃ!Ã( %µ Wiy‰ˆyhƈƒr…v‚…Ã!Ã( %µ Wiy‰ˆyhÃyh‡r…hyÃÃ!à %µ 8‚ythq‚…Ãh…hÃUAÃ!Ã'µ UAUS Wiy‰ˆyhÀhr†‡…hÃ#à %µÃ’Ãi…vqhÃhqhƒ‡hq‚…h 8‚ythq‚…Ãh…hÃUSÃ$µ 141 6. Calibrar el aparejo de producción con un sello de plomo acorde con el diámetro de la operadora con la cual se abrirá la camisa de circulación. Para evi- tar confusiones en el caso de presentarse anoma- lías en el aparejo, el sello de plomo deberá estar limpio de marcas en su área frontal y lateral. 7. Para efectuar la apertura de la camisa de circula- ción: a) Supervisar el armado de la operadora y bajarla hasta detectar la camisa. Una vez detectada, represionar el aparejo con una presión mayor a la de circulación en ese punto y mantener las válvu- las del cabezal de producción abiertas. b) Efectuar los movimientos de apertura hasta ob- servar abatimiento de la presión y circulación por las válvulas del cabezal de producción. Esto indi- cará que la camisa ha sido abierta. 8. Para recuperar la operadora, revisar en qué con- diciones se encuentran los pernos, las cuñas, etc. 9. Para efectuar el desplazamiento: a) Si el desplazamiento es entre líquidos, se reco- mienda circular hasta observar limpio el líquido de salida. b) Sí el desplazamiento es de un líquido por gas se utilizará únicamente el volumen calculado, para evitar un sobre desplazamiento. 10.Cerrar la camisa de circulación. Terminado el des- plazamiento, armar la operadora en posición in- vertida, bajarla hasta localizar la camisa y efectuar movimientos ascendentes para el cierre. El paso libre de la operadora a través de la camisa será un indicativo de que ha sido cerrada . 11.Recuperar la operadora. Si al sacar la operadora existe duda en el cierre, antes de aforar el pozo se deberá efectuar una prueba con presión, utilizan- do de 35 a 70 kg/cm2 arriba de la presión final de bombeo. 12.Aforar o descargar el pozo hacia la batería. Para el aforo del pozo es conveniente, seleccionar ade- cuadamente el estrangulador para evitar daños al aparejo de producción. El diámetro del estrangu- lador dependerá de la presión final de bombeo. Un criterio adecuado para su selección es el si- guiente: Si el pozo fluye, el criterio de selección es diferen- te: En pozos con una presión y una RGA (relación gas/aceite) alta, se recomienda estabilizar el flujo por un estrangulador de ½. En pozos con pre- sión baja y una RGA alta, el estrangulador reco- mendado es de ¼. 13. Calificar el desempeño del personal que inter- vino. 14. Elaborar el reporte final. El ingeniero de proyec- to o el encargado de la operación deberá elabo- rar un reporte final, en el que detallará el desa- rrollo secuencial con tiempos; además deberá llenar la hoja de certificación del trabajo realiza- do por los prestadores de servicio. Procedimiento de ejecución para inducir con la tu- bería flexible 1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo, en el que se detallen: diámetros y librajes de las tuberías, profundidades de los accesorios, dispa- ros, etc. 2. Realizar los cálculos requeridos, tales como la pre- sión final de bombeo y el volumen de fluido desplazante, con el fin de solicitar adecuadamen- te los servicios y evitar incidentes durante la ope- ración. 3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. Antes de iniciar al desarrollo operativo, se de- ben explicar el objetivo, riesgos y cuidados que se deberán mantener durante su desarrollo, así como asignar responsabilidades específicas al personal que intervendrá directa e indirectamen- te en la misma (ingeniero de proyecto, jefe de pozo, personal de servicio a pozos, seguridad industrial, producción, etc). M ás alta 1/16 3500 psi 3000 psi 1/8 1500 psi 1500 psi 1/4 1000 psi 1000 psi 1/2 0 psi
  • 25. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 25 plo en el caso de Bimbas convencio- nales en la siguiente figura se mues- tran algunos de sus accesorios (figu- ras 3, 4 y 5) Conexiones Superficiales para el Sis- tema de bombeo Electrocentrífugo. Este sistema normalmente hace uso de un equipo auxiliar que consta de un sistema de generación de 500 kw, un sistema de cuarto de control el cual contiene una unidad de computo, uni- dad de choque, impresora, transfor- mador, variador de velocidad, ade- más de estos dos componentes se tie- ne un filtro de armónicas que sirve para evitar las oscilaciones en cuanto a la energía, ya que al paso del tiem- po, las variaciones de voltaje pueden dañar el equipo BEC. Primeramente se debe de aligerar la columna hidrostática generada por el fluido de control, una vez que empie- ce a manifestar el pozo con presencia de aceite se iniciará la puesta en mar- cha del BEC. Conexiones superficiales para el Sis- tema de bombeo hidráulico En el sistema de bombeo hidráulico, el crudo (o agua) se toma del tanque de almacenamiento y se alimenta a la bomba triple múltiple. El fluido de po- tencia, ahora con la presión aumenta- da por la bomba triple, está controla- da por las válvulas en la estación de control y distribuida en uno o más pozos. El fluido de potencia pasa a tra- vés de las válvulas del cabezal del pozo y es dirigido a la bomba al fondo del pozo. En una instalación de bomba de pistón, este fluido de potencia accio- na el motor que a su vez acciona la bomba. El fluido de potencia regresa a la superficie con el crudo producido y es enviado por tubería al tanque de almacenamiento. P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.) 16 550.00 m 30 150.0 m B. L. 7 5/8” 1092.43 m 7 5/8” INTERVALO PRODUCTOR: (BTP-KS) 3445.00 - 3470.00 M.D. 3093.00 - 3114.00 M.V. EMPACADOR PERMANENTE 7 5/8” B. L. 5” 3405.0 m 5” 3598.08 m P.I. 3559.32 m 3199.64 M. 3193.80 - 3195.23 M 10 3/4” 1550.00 m SARTA DE TF 1 1/2” P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.) 16 550.00 m 30 150.0 m B. L. 7 5/8” 1092.43 m 7 5/8” INTERVALO PRODUCTOR: (BTP-KS) 3445.00 - 3470.00 M.D. 3093.00 - 3114.00 M.V. EMPACADOR PERMANENTE 7 5/8” B. L. 5” 3405.0 m 5” 3598.08 m P.I. 3559.32 m 3199.64 M. 3193.80 - 3195.23 M 10 3/4” 1550.00 m SARTA DE TF 1 1/2” P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.) 16 550.00 m 30 150.0 m B. L. 7 5/8” 1092.43 m 7 5/8” INTERVALO PRODUCTOR: (BTP-KS) 3445.00 - 3470.00 M.D. 3093.00 - 3114.00 M.V. EMPACADOR PERMANENTE 7 5/8” B. L. 5” 3405.0 m 5” 3598.08 m P.I. 3559.32 m 3199.64 M. 3193.80 - 3195.23 M 10 3/4” 1550.00 m SARTA DE TF 1 1/2” Figura 2 Estado mecánico para un aparejo terminado con sarta de velocidad. 140 4. Volumen de nitrógeno que se inyectará al pozo (VN2i) 5. Volumen total de nitrógeno necesario (VTN2) Ejemplo No. 13: A continuación se resolverá un ejemplo de un pozo en donde se desea efectuar una implosión, y cuyos datos son los siguientes: Cálculos: Paso 1. Partiendo de la presión de fondo de 362 kg/ cm² (5,148 psia), la profundidad de los disparos a 5,100 m (16,728 pies) y con el auxilio de la Tabla 4 (mostrada anteriormente) obtener el valor de Pw, el cual es de 3,500 psia y será igual a la presión final de bombeo (Pfb) Paso 2. Calcular el volumen total del pozo. Para esto obtendremos los volúmenes en la TR de 5, en la TP de 3 1/2 y se sumarán ambos valores. Vtotal = VTR + VTP VTR = Cap TR x L y VTP = Cap TP x L Vtotal = 27.70 m3 Paso 3. Calcular el volumen de nitrógeno para efec- tuar el desplazamiento hasta los disparos: utilizando la Tabla 6 y los valores de Pw = 3,500 psia y L = 16,728 pies se obtiene el factor de volumen del nitró- geno, el cual se multiplica por el volumen total del pozo para obtener el volumen de Nitrógeno. VN2 = Vtotal x Fv = 27.70 x 205 VN2 = 5,679 m3 de N2 Paso 4. Obtener el volumen de nitrógeno de inyec- ción: debido a que no se cuenta con un modelo matemático práctico para efectuar este cálculo, se ha empleado con bastante aceptación y buenos re- sultados el siguiente criterio : Si: Pfb ³ 3,000 psia, utilizar de 500 a 1,500 m3 de nitrógeno, dependiendo del comportamiento de la presión de inyección. Si: Pfb 3,000 psia, utilizar de 1,000 a 3,000 m3 de nitrógeno. Utilizando el criterio anterior, para nuestro ejemplo usaremos 1,000 m3 de nitrógeno. Paso 5. Obtener el volumen total de nitrógeno re- querido : VTN2 = VN2 + ViN2 = 5,679 + 1,000 = 6,679 m3 N2 Procedimiento de ejecución para inducir a través de la válvula de circulación o camisa deslizable 1. Elaborar un estado mecánico actualizado del pozo en el que se detallen diámetros y librajes de las tuberías, profundidades de los accesorios, dispa- ros, etc. 2. Realizar los cálculos requeridos. Verifique la resis- tencia al colapso del aparejo de producción y cal- cule la presión final de bombeo, y el volumen de fluido desplazante para solicitar adecuadamente los servicios y evitar incidentes durante la opera- ción. 3. Efectuar una reunión de trabajo y seguridad. An- tes de dar inicio al desarrollo operativo, explicar el objetivo, riesgos y cuidados que se deberán mantener durante su desarrollo, así como asignar responsabilidades específicas al personal que in- tervendrá directa e indirectamente en ella (inge- niero de proyecto, jefe de pozo, personal de servi- cio a pozos, seguridad industrial, producción, etc) 4. Efectuar la prueba hidráulica correspondiente a las conexiones superficiales de acuerdo con el pro- cedimiento ya descrito 5. Instalar las unidades involucradas, supervisando su buen funcionamiento, y verificando que cum- plan las normas de seguridad establecidas. Presión de fondo estática 362 kg/cm². Presión de inyección 23 kg/cm² con agua. Prof. de los disparos 5,100 mts. Fluidos en el pozo aceite, gas y agua de formación. Nivel de fluidos 3,600 mts. (BL) Base Liner de 5 18 lb/pie 4,000 mts. Empacador de 7 5/8 3,992 mts. Camisa de 3 1/ 2 3974 mts. Long. TP 3 1/2 9.2 lb/pie 3200 mts. Long. TP 3 1/2 12.7 lb/pie 792 mts.
  • 26. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 26 Optimización de aparejos de Producción Análisis del Sistema de Producción de los pozos. La figura 7 muestra en general las partes principales que componen el Sistema de Producción de un pozo. En este apartado analizaremos la importancia de la Ingeniería encaminada a optimizar los accesorios que son introducidos al pozo, y a través de los cuales finalmente se extraen los hidrocarburos líquidos , gases y todos sus derivados. La gran importancia que representa la optimización de estos aparejos, se debe principalmente a que es el unico medio mecánico con el cual se cuenta para variar el comportamiento de un pozo. Los fluidos que entran al pozo a través del intervalo disparado o agujero descubierto, vienen fluyendo por el medio poroso de la formación productora pasan- do a través de la vecindad del pozo y siguen su curso por el aparejo de producción. Estos fluidos a su lle- gada a la vecindad del pozo requieren ser levantados hasta la superficie. Esta acción necesita la actuación del gradientes de presión fluyendo entre el fondo y el cabezal del pozo. Este gradiente a su vez, consiste de la diferencia de energía potencial (presión hidrostática) y la caída de presión por fricción. La magnitud depende de la profundidad del yacimiento y define el tipo de sistema de producción que va a ser colocado en el pozo. Esto significa que si la pre- sión de fondo es suficiente para levantar los fluidos Figura 3 Conexiones superficiales para un siste- ma de Bombeo Mecánico con Bimba Conven- cional. Figura 4 Conexiones superficiales para un Siste- ma de Varilla Caliente. Figura 5 Conexiones Superficiales de un Siste- ma de Cavidad Progresiva (Rotatorio) 139 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10,000 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 80 ºC 100 ºC 125 ºC 150 ºC 200 ºC 250 ºC 300 ºC 350 ºC TEMPERATURAMEDIA PRES IÒN MEDIA ( PS I ) FACTORDECOMPRESIBILIDAD(Zm) º F = 1.8 x º C + 32 º R = º F + 460 Figura 53 Factor de compresibilidad del nitrógeno
  • 27. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 27 hasta la superficie se considera un pozo fluyente, en caso contrario se requiere de un sistema artificial, como puede ser el levantamiento mecánico, reduc- ción de la densidad del fluido en el pozo y por consi- guiente reducción de la presión hidrostática (gas lift). VI. ANÁLISIS NODAL El análisis nodal puede ser realizado con cualquiera de los software que existen el mercado ( WEM, Flo System, y otros desarrollados por otras compañías de servicio) y nos permite crear un modelo que si- mula el comportamiento de producción de pozo ajus- tándolo al gasto y presión de fondo fluyendo del pozo, lo que nos lleva a corroborar o descartar la presen- cia de daño total del pozo (cuando existen curvas de variación de presión, su interpretación y combina- ción con el análisis nodal resulta una herramienta muy poderosa para obtener el daño del pozo), para ello requiere de información del yacimiento, datos del pozo y de los fluidos producidos, de esta manera es posible corroborar los datos de daño y demás parámetros del yacimiento. El análisis nodal es una herramienta que nos permite simular y evaluar un sin número de parámetros, de nuestro interés podemos señalar los siguientes: Figura 6 Conexiones superficial de un sistema de bom- beo electrocentrifugo $%/( %20%$ 6(3$5$'25 3527(725 02725 6(1625 Figura 7 Componentes de un Sistema de Produc- ción. 138 Psup Profundidad en pies (psia) 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 5600 296.39 293.13 290.10 287.27 284.63 282.17 279.85 277.68 275.66 5700 299.77 296.48 293.40 290.54 287.87 285.38 283.03 280.83 278.78 5800 303.16 299.82 296.71 293.82 291.11 288.58 286.21 283.98 281.90 5900 306.54 303.16 300.01 297.09 294.35 291.79 289.39 287.13 285.02 6000 309.92 306.50 303.32 300.36 297.59 295.00 292.57 290.28 288.13 6100 313.10 309.65 306.44 303.45 300.65 298.03 295.57 293.25 291.08 6200 316.29 312.80 309.55 306.53 303.70 301.06 298.57 296.23 294.03 6300 319.47 315.95 312.67 309.62 306.76 304.08 301.57 299.20 296.98 6400 322.66 319.10 315.78 312.70 309.81 307.11 304.57 302.18 299.93 6500 325.84 322.25 318.90 315.79 312.87 310.14 307.57 305.15 302.88 6600 328.84 325.22 321.84 318.70 315.76 312.97 310.31 307.80 305.45 6700 331.85 328.19 324.79 321.62 318.65 315.80 313.04 310.45 308.02 6800 334.85 331.17 327.73 324.53 321.53 318.62 315.78 313.11 310.60 6900 337.86 334.14 330.68 327.45 324.42 321.45 318.51 315.76 313.17 7000 340.86 337.11 333.62 330.36 327.31 324.28 321.25 318.41 315.74 7100 343.70 339.92 336.43 333.05 329.89 326.79 323.73 320.87 318.19 7200 346.54 342.73 339.25 335.74 332.46 329.30 326.22 323.34 320.64 7300 349.38 345.54 342.06 338.43 335.04 331.80 328.70 325.80 323.10 7400 352.22 348.35 344.88 341.12 337.61 334.31 331.19 328.27 325.55 7500 355.06 351.16 347.69 343.81 340.19 336.82 333.67 330.73 328.00 7600 357.81 353.76 350.12 346.22 342.57 339.18 336.01 333.05 330.29 7700 360.56 356.36 352.55 348.62 344.96 341.54 338.36 335.37 332.57 7800 363.31 358.97 354.99 351.03 347.34 343.91 340.70 337.70 334.86 7900 366.06 361.57 357.42 353.43 349.73 346.27 343.05 340.02 337.14 8000 368.81 364.17 359.85 355.84 352.11 348.63 345.39 342.34 339.43 8100 371.15 366.48 362.14 358.11 354.36 350.88 347.60 344.53 341.60 8200 373.49 368.79 364.43 360.38 356.61 353.11 349.81 346.72 343.77 8300 375.82 371.11 366.72 362.64 358.85 355.33 352.01 348.92 345.94 8400 378.16 373.42 369.01 364.91 361.10 357.56 354.22 351.11 348.11 8500 380.50 375.73 371.30 367.18 363.35 359.77 356.43 353.30 350.28 8600 382.71 377.92 373.46 369.33 365.48 361.88 358.52 355.38 352.32 8700 384.92 380.10 375.63 371.47 367.60 363.99 360.62 357.46 354.36 8800 387.12 382.29 377.79 373.62 369.73 366.10 362.71 359.53 356.41 8900 389.33 384.47 379.96 375.76 371.85 368.21 364.81 361.61 358.45 9000 391.54 386.66 382.12 377.91 373.98 370.32 366.90 363.69 360.49 9100 393.63 388.73 384.17 379.94 376.00 372.32 368.89 365.66 362.50 9200 395.72 390.80 386.22 381.98 378.02 374.33 370.88 367.64 364.51 9300 397.80 392.86 388.27 384.01 380.03 376.33 372.86 369.61 366.52 9400 399.89 394.93 390.32 386.05 382.05 378.34 374.85 371.59 368.53 9500 401.98 397.00 392.37 388.08 384.07 380.34 376.84 373.56 370.54 9600 403.96 398.96 394.32 390.01 385.99 382.24 378.73 375.44 372.40 9700 405.94 400.92 396.26 391.94 387.90 384.14 380.62 377.32 374.26 9800 407.91 402.88 398.21 393.87 389.82 386.05 382.51 379.19 376.11 9900 409.89 404.84 400.15 395.80 391.73 387.95 384.40 381.07 377.97 10000 411.87 406.80 402.10 397.73 393.65 389.85 386.29 382.95 379.83 Tabla7 FACTORDEVOLUMENPARADETERMINARLOSM3DENITRÒGENOPORM3DELIQUIDO
  • 28. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 28 - Determinar presencia de daño. - Obtener pronósticos de producción. - Determinar caídas de presión. - Evaluar producción simulando diferentes cam- bios en el sistema. - Determinar diámetro optimo de tuberías de pro- ducción. - Ajustar correlaciones de flujo - Otros. A continuación se enlistan los datos requeridos para correr un simulador de análisis nodal. Datos del yacimiento - Daño de la formación - Presión promedio del yacimiento - Presión de fondo fluyendo - Temperatura - Permeabilidad - Espesor del cuerpo productor - Porosidad - Radio de drene - Factor de forma (arreglo geométrico de explo- tación) - Datos de tratamientos anteriores - Reporte de operación - Compresibilidad de la formación - Litología - Saturación de agua irreductible Datos del pozo - Estado mecánico del pozo - Intervalo productor disparado - Densidad, penetración y fase de disparos - Temperatura de superficie - Datos de Producción: - Producción de aceite - Producción de agua - Relación Gas / aceite - Historia de Producción - Presión en superficie - Datos del sistema artificial: - Presión de inyección del gas - Gasto de inyección - Tipo de inyección: continua ó intermitente - Gravedad específica del gas - Profundidad de las válvulas Datos de los fluidos producidos - Gravedad específica de los fluidos producidos - Relación de solubilidad Rsi - Presión de burbuja VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVI- DAD DEL POZO Los componentes del sistema de producción de un pozo pueden ser agrupados dentro del Indice de pro- ductividad. El papel que juega el diseño de produc- ción del pozo está encaminado a maximizar su pro- ductividad de una manera efectiva en relación a los costos. El entendimiento y medición de las variables que controlan el Indice de Productividad (Diagnósti- co del Pozo) llega a ser imperativo. Como es conoci- do el Indice de Productividad de un Pozo está repre- sentado por la ecuación: En esta ecuación se describen las variables que con- trolan y afectan el comportamiento de un pozo y mediante su manipulación a través del diseño optimizado, el ingeniero de diseño puede realizar diversos escenarios de producción del pozo. La pre- sión adimensional, pD depende del modelo físico que controla el comportamiento de flujo en el pozo, esto incluye el comportamiento transitorio o de actuación infinita, la etapa en estado permanente (donde PD = ln re/rw ) y otros. Para un yacimiento específico con permeabilidad k, espesor h, y con un fluido con factor de volumen de formación B y viscosidad M la única variable de la parte derecha de la ecuación anterior que puede ser ajustada es el factor de daño s. este puede ser reducido o eliminado a través de la estimulación matricial si es causa de daño o de otra modo reme- diado si es causado por medios mecánicos. Un efec- to de daño negativo puede ser impuesto si un fracturamiento hidráulico exitoso es creado. Así la estimulación puede mejorar el Indice de Productivi- dad, lo cual resulta en un incremento de la produc- ción. )( VS% NK SS T - 'UZI + = − = µα 137 Psup Profundidad en pies (psia) 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 1100 73.24 73.21 73.17 73.14 73.11 73.08 73.06 73.04 73.02 1200 79.76 79.70 79.64 79.58 79.52 79.47 79.42 79.38 79.33 1300 86.27 86.19 86.10 86.02 85.94 85.87 85.80 85.73 85.65 1400 92.79 92.68 92.57 92.46 92.35 92.25 92.15 92.05 91.96 1500 99.31 99.17 99.03 98.89 98.76 98.63 98.51 98.39 98.27 1600 105.59 105.42 105.24 105.07 104.91 104.75 104.60 104.45 104.29 1700 111.88 111.67 111.46 111.26 111.05 110.87 110.69 110.50 110.31 1800 118.16 117.92 117.67 117.44 117.20 116.98 116.76 116.54 116.32 1900 124.45 124.17 123.89 123.62 123.34 123.09 122.84 122.59 122.34 2000 130.73 130.42 130.10 129.79 129.49 129.20 128.92 128.64 128.36 2100 136.70 136.36 136.01 135.67 135.32 135.01 134.69 134.37 134.05 2300 148.63 148.23 147.81 147.40 146.99 146.61 146.22 145.83 145.44 2400 154.60 154.16 153.72 153.27 152.82 152.40 151.98 151.56 151.14 2500 160.57 160.10 159.62 159.13 158.65 158.18 157.73 157.28 156.83 2600 166.15 165.66 165.15 164.64 164.13 163.65 163.16 162.67 162.18 2700 171.73 171.21 170.68 170.14 169.60 169.09 168.57 168.05 167.53 2800 177.31 176.77 176.20 175.64 175.08 174.54 173.99 173.44 172.89 2900 182.89 182.32 181.73 181.14 180.55 179.98 179.40 178.82 178.24 3000 188.47 187.88 187.27 186.65 186.03 185.42 184.80 184.19 183.59 3100 193.61 193.00 192.39 191.68 190.81 189.98 189.16 188.38 187.59 3200 198.75 198.13 197.51 196.71 195.59 194.54 193.52 192.57 191.59 3400 209.03 208.39 207.74 206.76 205.16 203.66 202.25 200.94 199.58 3500 214.17 213.53 212.86 211.78 209.94 208.22 206.61 205.13 203.58 3600 218.40 217.39 216.38 215.08 213.20 211.45 209.81 208.30 206.75 3700 222.62 221.26 219.90 218.38 216.46 214.68 213.01 211.47 209.93 3800 226.85 225.13 223.41 221.68 219.73 217.91 216.21 214.63 213.10 3900 231.07 229.00 226.93 224.98 222.99 221.14 219.41 217.80 216.28 4000 235.30 232.79 230.45 228.28 226.25 224.37 222.61 220.97 219.45 4100 239.40 236.93 234.45 232.24 230.17 228.24 226.45 224.77 223.22 4200 243.50 240.98 238.46 236.20 234.09 232.12 230.29 228.58 226.99 4300 247.61 245.03 242.46 240.15 238.00 235.99 234.13 232.38 230.75 4400 251.71 249.09 246.47 244.11 241.92 239.87 237.97 236.19 234.52 4500 255.81 253.05 250.47 248.07 245.84 243.75 241.81 239.99 238.29 4600 259.65 256.84 254.22 251.78 249.51 247.38 245.41 243.55 241.82 4700 263.49 260.63 257.97 255.48 253.18 251.01 249.00 247.11 245.35 4800 267.33 264.42 261.71 259.19 256.84 254.65 252.60 250.68 248.88 4900 271.17 268.21 265.46 262.89 260.51 258.28 256.19 254.24 252.41 5000 275.01 272.00 269.21 266.60 264.18 261.91 259.79 257.80 255.94 5100 278.61 275.56 272.73 270.08 267.62 265.32 263.17 261.15 259.26 5200 282.21 279.12 276.24 273.56 271.06 268.73 266.54 264.49 262.58 5300 285.81 282.68 279.76 277.04 274.50 272.14 269.92 267.84 265.90 5400 289.41 286.24 283.27 280.52 277.94 275.55 273.29 271.18 269.22 5500 293.01 289.79 286.79 284.00 281.39 278.96 276.67 274.53 272.54 Tabla 6 FACTOR DE VOLUMEN PARA DETERMINAR LOS M3 DE NITRÓGENO POR M3 DE LIQUIDO
  • 29. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 29 En yacimientos con problemas relacionados con la caída de presión (producción de finos, agua o conificación de la capa de gas) el incrementar la pro- ductividad puede permitir disminuir la caída de pre- sión con atractivos gastos de producción. El incre- mento en la caída de presión (P-PWF) disminuyendo pwf es la otra opción disponible para que el ingenie- ro de diseño incremente la productividad del pozo. Mientras el Indice de Productividad permanezca cons- tante, la reducción de la presión de fondo fluyendo debe incrementar el gradiente de presión (P-PWF) y el gasto de flujo, q, consecuentemente. La presión de fondo puede ser disminuida minimizando las pér- didas de presión entre el fondo y los accesorios de separación en la superficie, o implementando o me- jorando los procedimientos en el diseño de los siste- mas artificiales de levantamiento. El mejorar la pro- ductividad del pozo mediante la optimización del flu- jo en el sistema, desde su localización en el fondo hasta los accesorios de separación en superficie, es el papel mas importante que desempeña el ingenie- ro de diseño de estos sistemas de producción y re- cuperación de hidrocarburos. En resumen, la eva- luación y el mejoramiento del pozo son la mayor im- portancia del ingeniero de diseño de estos sistemas de producción. Para ello se cuenta con tres herra- mientas principales para la evaluación del comporta- miento del pozo: (1) medición (algunas veces solo el entendimiento) de las relaciones de la caída de pre- sión contra el gasto para las trayectorias de flujo desde el yacimiento hasta el separador, (2) pruebas del pozo, en las cuales se evalúa el potencial del yacimiento para el flujo y, a través de las mediciones del efecto del daño, proporcionando información acerca de las restricciones de flujo en la vecindad del pozo; y (3) los registros de producción, por medio de los cuales se describe la distribución del flujo en el agujero, tanto como el diagnóstico de otros pro- blemas relacionados con la terminación. Fluidos utilizados durante la Terminación En general el uso de fluidos limpios es el de mejorar los sistemas para optimizar la terminación e incre- mentar la producción y prolongar la vida del pozo al evitar el daño que se genera en la formación pro- ductora al utilizar fluidos con sólidos. Existe una amplia variedad de fluidos libres de sóli- dos y de acuerdo a la formulación, es la densidad que proporcionan en la siguiente tabla 1 se ilustra lo anterior: Sistemas libres de sólidos Tabla 1 Densidad de fluidos libres de sólidos. Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes apli- caciones durante la terminación y reparación de po- zos productores de gas o aceite cuando se usan como: Fluidos de terminación Fluidos reparación Fluidos para controlar presiones anormales Fluido de empaque. Fluido de perforación únicamente para la zona pro- ductora. Ventajas de fluidos limpios No dañan la formación productora. El retorno a la permeabilidad es excelente. Se mezclan a la densidad deseada. Tienen tasas de corrosión bajas. Son estables a las condiciones del pozo. Compatibles con los aditivos químicos. No están clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente. *5$9('$' (63(,),$ JUFF $JXD GXOFH ILOWUDGD ORUXUR GH 3RWDVLR ORUXUR GH 6RGLR ORUXUR GH DOFLR %URPXUR GH 6RGLR %URPXUR GH DOFLR ORUXUR GH DOFLR%URPXUR GH DOFLR %URPXUR GH DOFLR%URPXUR GH =LQF %URPXUR GH =LQF 6,67(0$ 136 Prof. (pies) Pw4000 (psia) Pw4000 (psia) Prof. (pies) Pw4000 (psia) Pw4000 (psia) 8100 1.2960 1.1943 12600 1.4551 1.3022 8200 1.2996 1.1967 12700 1.4586 1.3046 8300 1.3032 1.1991 12800 1.4622 1.3070 8400 1.3068 1.2014 12900 1.4657 1.3094 8500 1.3104 1.2038 13000 1.4692 1.3118 8600 1.3140 1.2062 13100 1.4726 1.3142 8700 1.3176 1.2086 13200 1.4761 1.3166 8800 1.3212 1.2110 13300 1.4795 1.3190 8900 1.3248 1.2134 13400 1.4830 1.3214 9000 1.3284 1.2158 13500 1.4864 1.3238 9100 1.3319 1.2182 13600 1.4898 1.3262 9200 1.3354 1.2206 13700 1.4933 1.3286 9300 1.3390 1.2230 13800 1.4967 1.3310 9400 1.3425 1.2254 13900 1.5002 1.3333 9500 1.3460 1.2278 14000 1.5036 1.3357 9600 1.3495 1.2302 14100 1.5070 1.3381 9700 1.3530 1.2326 14200 1.5105 1.3405 9800 1.3566 1.2350 14300 1.5139 1.3429 9900 1.3601 1.2374 14400 1.5174 1.3453 10000 1.3636 1.2398 14500 1.5208 1.3477 10100 1.3671 1.2422 14600 1.5242 1.3501 10200 1.3706 1.2446 14700 1.5277 1.3525 10300 1.3742 1.2470 14800 1.5311 1.3549 10400 1.3777 1.2494 14900 1.5346 1.3573 10500 1.3812 1.2518 1500 1.5380 1.3597 10600 1.3847 1.2542 15100 1.5414 1.3621 10700 1.3882 1.2566 15200 1.5449 1.3645 10800 1.3918 1.2590 15300 1.5483 1.3669 10900 1.3953 1.2614 15400 1.5518 1.3693 11000 1.3988 1.2638 15500 1.5552 1.3717 11100 1.4023 1.2662 15600 1.5586 1.3741 11200 1.4058 1.2686 15700 1.5621 1.3765 11300 1.4094 1.2710 15800 1.5655 1.3789 11400 1.4129 1.2734 15900 1.5690 1.3813 11500 1.4164 1.2758 16000 1.5724 1.3837 11600 1.4199 1.2782 16100 1.5758 1.3861 11700 1.4234 1.2806 16200 1.5793 1.3885 11800 1.4270 1.2830 16300 1.5827 1.3909 11900 1.4305 1.2854 16400 1.5862 1.3933 12000 1.4340 1.2878 16500 1.5896 1.3957 12100 1.4375 1.2902 16600 1.5927 1.3981 12200 1.4410 1.2926 16700 1.5958 1.4005 12300 1.4446 1.2950 16800 1.5990 1.4029 12400 1.4481 1.2974 16900 1.6021 1.4053 12500 1.4516 1.2998 17000 1.6052 1.4077 Continuación Tabla 5
  • 30. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 30 Daño a la formación productora Se define como cualquier factor que afecte a la for- mación reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos en un pozo. Y los principales daños a la formación son: - Hidratación de arcillas. - Invasión de sólidos. - Alteración de la mojabilidad de la formación.. - Dislocamiento y migración de partículas finas. - Reacciones químicas por incompatibilidad de fluidos. - Invasión de fluidos. Efecto de la presión y temperatura sobre las sal- mueras Las salmueras pesadas disminuyen de densidad con el incremento de temperatura e incrementan en den- sidad con el aumento de la presión. Un análisis de presión volumen y temperatura (PVT) de varias soluciones de salmueras a temperaturas de 75°C (345°F) y presiones de 0 a 22000 psi. han sido usados para determinar el comportamiento de la den- sidad de las salmueras bajo las condiciones del fon- do del pozo. La información obtenida de estas mediciones permi- te, calcular en forma más precisa la densidad de la salmuera en la superficie la cual proveerá el gradiente hidráulico deseado para el control y la presión de la formación a las temperaturas y presiones en el fon- do del pozo. En la ausencia de datos experimentales muchos au- tores han usado ecuaciones empíricas para hacer un modelo de las variaciones de la densidad de varias salmueras y otros fluidos en la superficie. Los mode- los matemáticos han sido desarrollados para prede- cir exitosamente la variación de densidad en el fon- do del pozo y la presión hidrostática de una colum- na de fluido de perforación. Los cálculos para esos modelos de densidades para lodos de base agua y aceite estuvieron basados en valores de literatura para compresibilidad y expansibilidad de agua, solucio- nes de cloruro de sodio y aceite, también existe para salmueras naturales y fluidos geotérmicos que con- tienen cloruro de sodio como electrolíto mayorita- rio. Una relación de presión-volumen y temperatura ha sido determinado también experimentalmente para varias concentraciones de cloruro de sodio en solución para temperaturas de 347°F y presiones de 4978 psi. Recientemente, mediciones experimentales han sido dirigidas hacia fluidos de perforación de base agua y aceite en los rangos de temperatura y presión de 70 a 400°F y de 0 a 14000 psi. Este documento examina por primera vez el comportamiento de den- sidad de las salmueras desde las mediciones de (PVT) en el laboratorio para salmueras de cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de sodio, bromuro de calcio y combinaciones de estas, bromuro de zinc/ bromuro de calcio/cloruro de calcio y bromuro de zinc/bromuro de calcio a presiones de 0 a 22000 psi para temperaturas constantes de 76°F, 198°F y 345°F. Estos estudios de laboratorio muestran que la com- presibilidad y expansibilidad térmica de esos fluidos pueden variar con la composición de las salmueras, o mas precisamente, a la concentración total de sal en solución. Adicionalmente esos datos han sido usados para de- sarrollar un modelo de regresión lineal que predeci- rá en forma precisas los cambios en la densidad en fluidos de salmuera arriba de 345°F y 22000 psi para concentraciones de sal de 19 al 75% en peso. Como un resultado, un control de pozo óptimo y control de costos puede ser obtenido del uso de sal- mueras pesadas durante las operaciones de termina- ción y reparación de pozos. Composición y propiedades de las salmueras La producción y la vida de los pozos con hidrocarbu- ros pueden ser mejorados mediante la aplicación de fluidos limpios libres de sólidos. Los fluidos de terminación son diseñados para con- trolar la presión, facilitar las operaciones de molien- da/limpieza y proteger a la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes. Se ha comprobado que de todos los fluidos de ter- minación, los más ventajosos son las salmueras li- bres de sólidos en suspensión, por que protegen la formación productora, proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como la barita. Las propiedades fisico-químicas de las salmueras de- 135 Prof. (pies) Pw4000 (psia) Pw4000 (psia) Prof. (pies) Pw4000 (psia) Pw4000 (psia) 100 1.0038 1.0024 4100 1.1521 1.0983 200 1.0075 1.0048 4200 1.1558 1.1007 300 1.0113 1.0072 4300 1.1594 1.1031 400 1.0150 1.0096 4400 1.1631 1.1055 500 1.0188 1.0120 4500 1.1668 1.1079 600 1.0226 1.0144 4600 1.1705 1.1103 700 1.0263 1.0168 4700 1.1742 1.1127 800 1.0301 1.0192 4800 1.1778 1.1151 900 1.0338 1.0216 4900 1.1815 1.1175 1000 1.0376 1.0240 5000 1.1852 1.1200 1100 1.0413 1.0288 5100 1.1889 1.1223 1200 1.0451 1.0312 5200 1.1926 1.1247 1300 1.0489 1.0336 5300 1.1962 1.1271 1400 1.0526 1.0360 5400 1.1999 1.1295 1500 1.0564 1.0384 5500 1.2036 1.1319 1600 1.0601 1.0408 5600 1.2072 1.1343 1700 1.0638 1.0432 5700 1.2108 1.1367 1800 1.0674 1.0456 5800 1.2144 1.1391 1900 1.0711 1.0480 5900 1.2180 1.1415 2000 1.0748 1.0504 6000 1.2216 1.1439 2100 1.0785 1.0528 6100 1.2252 1.1463 2200 1.0822 1.0552 6200 1.2288 1.1487 2300 1.0858 1.0576 6300 1.2324 1.1511 2400 1.0895 1.0600 6400 1.2360 1.1535 2500 1.0932 1.0624 6500 1.2396 1.1559 2600 1.0969 1.0648 6600 1.2431 1.1583 2700 1.1006 1.0671 6700 1.2466 1.1607 2800 1.1042 1.0695 6800 1.2502 1.1631 2900 1.1079 1.0719 6900 1.2572 1.1655 3000 1.1116 1.0743 7000 1.2607 1.1679 3100 1.1153 1.0767 7100 1.2642 1.1703 3200 1.1190 1.0791 7200 1.2642 1.1727 3300 1.1226 1.0815 7300 1.2678 1.1751 3400 1.1263 1.0839 7400 1.2713 1.1775 3500 1.1300 1.0863 7500 1.2748 1.1799 3600 1.1337 1.0887 7600 1.2783 1.1823 3700 1.1374 1.0911 7700 1.2818 1.1847 3800 1.1410 1.0935 7800 1.2854 1.1871 3900 1.1447 1.0959 7900 1.2889 1.1895 4000 1.1484 1.0959 8000 1.2924 1.1919 Tabla 5 FACTOR PARA DETERMINAR EL PESO DE UNA COLUMNA DE NITRÔGENO
  • 31. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 31 penden de la composición química. Densidad La densidad de un fluido es una de las propiedades más importantes, ya que gracias a su correcto ma- nejo se logra el control de un pozo; manteniendo la presión hidrostática igual o ligeramente mayor que la presión de formación. La densidad o peso específico es la densidad de un material en relación a la densidad del agua. Un amplio rango de densidades (1.01 a 2.40 gr./c.c.) es posible, escogiendo la mezcla de sales a disolver. Esto da mucha flexibilidad para controlar la presión de formación sin usar aditivos dañinos. Viscosidad La viscosidad: Es la medida de la resistencia interna al flujo, que tiene un liquido. La Viscosidad se mide en segundos marsh, que es el tiempo que un litro de substancia tarda en fluir. La viscosidad normal de una salmuera es función de la concentración y naturaleza de las sales disueltas y la temperatura. Se puede modificar la viscosidad de la salmuera me- diante el uso de un aditivo viscosificante como el hidroxietilcelulosa o polímeros los cuales dan la ca- pacidad para mantener sólidos en suspensión y lle- varlos a la superficie. Cristalización de salmueras La temperatura de cristalización actual de una sal- muera clara es una temperatura a la cual un sólido empezará a precipitarse de la solución, si es dada suficientemente tiempo y condiciones de nucleación apropiada. El sólido puede ser sólido de sal o hielo de agua fresca. Como las salmueras de densidades altas como Clo- ruro de Calcio, Bromuro de Calcio y Bromuro de Zinc, son normalmente formuladas, la temperatura de cris- talización es la temperatura a la cual la salmuera es saturada con una o mas de sus sales. A esta tempe- ratura, de la sal menos soluble se vuelve insoluble y se precipita. Enfriamiento de la sal bajo la tempera- tura de cristalización resulta en más precipitación de sólidos de sal. Usuarios de salmueras de densidades, normalmente especifican la temperatura anticipada más baja del medio ambiente para prevenir la cristalización de só- lidos de sal en la salmuera. La precipitación de sóli- dos de sal cristalinos debajo de la temperatura de cristalización puede causar un número de problemas en la intervención del pozo. Si los cristales de sal se asientan en las presas, la densidad de la salmuera bombeada al pozo podrá ser muy baja para conte- ner las presiones de la formación. La temperatura de cristalización de una salmuera pesada puede ser va- riada ajustando la concentración de las diferentes sales en el sistema. Consecuentemente, salmueras de una cierta densidad pueden ser formuladas con numerosas temperaturas de cristalización. Las sal- mueras con temperaturas de cristalización bajas, como norma, serán más costosas para realizar. Como resultado, el diseño de una salmuera con temperatu- ra de cristalización excesivamente baja puede incre- mentar el costo de fluido significativamente. Una sal- muera de densidad alta menos costosa con una tem- peratura de cristalización muy alta, puede incremen- tar costos debido a la pérdida de tiempo en el pozo debido a la cristalización del fluido en la bomba, lí- neas y en las presas de almacenamiento. Con sal- mueras diluyentes como agua de mar, Cloruro de Calcio 30% y Cloruro de Potasio 20%, la sal disuelta en el agua abate la temperatura de cristalización o punto de congelamiento de la salmuera. Esto es, la temperatura a la cual el agua empieza a congelarse fuera de la solución, es reducida por medio de la sal disuelta. Turbidez Pequeñas partículas suspendidas en el fluido produ- cen dispersión de luz. La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un Nefelómetro, expresando el resultado en NTU el cual es proporcional a la concentración de sólidos sus- pendidos. Un fluido limpio ha sido definido como uno que NO contiene partículas de diámetro mayor a 2 micras y dar un valor de turbidez NO mayor a 30 NTU. 134 Prof (pies)/Pw (psia) 8500 9000 9500 10000 500 8598 9101 9604 10106 1000 8696 9201 9707 10212 1500 8793 9301 9809 10317 2000 8889 9400 9911 10421 2500 8985 9499 10012 10525 3000 9080 9597 10113 10628 3500 9174 9694 10213 10730 4000 9268 9791 10312 10832 4500 9362 9887 10411 10934 5000 9455 9983 10509 11034 5500 9547 10078 10607 11135 6000 9640 10173 10705 11235 6500 9731 10267 10802 11334 7000 9823 10361 10898 11433 7500 9913 10455 10994 11531 8000 10004 10548 11090 11630 8500 10094 10641 11185 11727 9000 10184 10733 11280 11824 9500 10273 10825 11374 11921 10000 10362 10917 11469 12018 10500 10451 11008 11562 12114 11000 10539 11099 11656 12210 11500 10627 11189 11749 12305 12000 10715 11280 11841 12400 12500 10802 11370 11934 12495 13000 10889 11495 12026 12589 13500 10976 11549 12118 12683 14000 11062 11638 12209 12777 14500 11148 11726 12300 12871 15000 11234 11815 12391 12964 15500 11320 11903 12482 13057 16000 11405 11991 12572 13149 16500 11490 12078 12662 13241 17000 11575 12166 12752 13333 Continuación Tabla 4 PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITROGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y LA PROFUNDIDAD
  • 32. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 32 pH El Potencial de Hidrógeno (pH) es la medida de la acidez o alcalinidad de un fluido. En la ausencia de hidrólisis soluciones diluidas de sales neutras muestran un pH neutro. Sin embargo las sales usadas en la industria petrolera muestran valores de pH distintos debido principalmente a las concentraciones altas. El pH de salmueras con den- sidades cerca de 1.39 gr/cc es casi neutro y disminu- ye progresivamente con el aumento de densidad. El pH es considerado uno de los más importantes factores de corrosión causados por fluidos de termi- nación y empaque. Las salmueras que contienen Bromuro de Zinc muestran los valores más bajos de pH debido a la hidrólisis de ésta sal y son las mas corrosivas. Las salmueras que contienen Cloruro, tien- den a ser más corrosivas que las que tienen Bromuros.La tasa de corrosión de las salmueras de alta densidad pueden ser disminuidas agregando aditivos como: inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxigeno y/o bactericidas. Dado que las salmueras pesadas tienen valores de pH ácido, las medidas de seguridad usadas en el manejo de éstos fluidos son mas detallados. Cálculos para el cambios de densidad de salmue- ras. Cambios de densidad de una salmuera simple Para incrementar la densidad de una salmuera adi- cionando sal. La adición de sal también incrementa el volumen de la salmuera. El volumen final de la salmuera se en- cuentra con la formula siguiente: Vf = (Vo ) Donde: Vf = Volumen final de la salmuera (bls) Vo = Volumen original (bls) Wo = Contenido final de agua (bls/bbl de salmue- ra) Wf = Contenido original de agua (bls/bbl de sal- muera) Las libras requeridas de adición de sal se calculan mediante la siguiente fórmula: Sa = Sf Vfm - Vo So Donde: Sa = Sal adicionada en (lbs) Sf = Contenido final de sal (lbs/bbl de salmuera) So = Contenido original de sal (lbs/bbl de salmue- ra) Para disminuir la densidad de una salmuera se agre- ga agua. Volumen final de la salmuera esta dado por la siguiente formula: Vf = Donde: Vf = Volumen final Vo = Volumen Original So = Contenido original de sal Sf = Contenido final de sal Mezclando dos salmueras La variación en la densidad de las salmueras puede ser realizada mezclando una salmuera pesada con una salmuera ligera o agua fresca. El calculo de volu- men final y la densidad , están basadas en el hecho de que el peso y el volumen de cada componente agregado sube el peso y el volumen de la mezcla final: Vo + Va = Vf y Vo Do + Va Da = Vf Df Donde: Da = Densidad de fluidos adicionales (lbs/gal) Do = Densidad original de fluido (lbs/gal) Df = Densidad final del fluido (lbs/gal) Estos dos problemas pueden ser solucionados simul- táneamente para proporcionar la siguiente versión simplificada para fácil aplicación en el campo: :I :R 6I 9R6R 133 Prof (pies)/Pw (psia) 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 500 4566 5071 5575 6080 6584 7088 7591 8095 1000 4631 5141 5650 6159 6667 7175 7682 8190 1500 4696 5211 5725 6238 6750 7262 7773 8284 2000 4761 5281 5799 6316 6833 7348 7863 8377 2500 4825 5350 5873 6394 6915 7434 7952 8470 3000 4889 5419 5946 6472 6996 7519 8041 8562 3500 4953 5487 6019 6549 7078 7604 8130 8653 4000 5017 5555 6092 6626 7158 7689 8218 8744 4500 5080 5623 6164 6703 7239 7773 8305 8835 5000 5143 5691 6236 6779 7319 7857 8392 8925 5500 5205 5758 6308 6855 7399 7940 8479 9015 6000 5267 5825 6379 6930 7478 8023 8565 9104 6500 5330 5892 6450 7005 7557 8106 8651 9193 7000 5391 5958 6521 7080 7636 8188 8737 9282 7500 5453 6024 6591 7155 7714 8270 8822 9370 8000 5514 6090 6662 7229 7792 8351 8906 9457 8500 5575 6156 6732 7303 7870 8433 8991 9544 9000 5636 6221 6801 7376 7947 8513 9075 9631 9500 5697 6287 6871 7450 8025 8594 9158 9718 10000 5758 6352 6940 7523 8101 8674 9241 9804 10500 5818 6416 7009 7596 8178 8754 9324 9890 11000 5878 6481 7078 7669 8254 8833 9407 9976 11500 5938 6545 7146 7741 8330 8913 9489 10061 12000 5998 6609 7214 7813 8406 8992 9571 10146 12500 6057 6673 7282 7885 8482 9070 9653 10230 13000 6117 6737 7350 7957 8557 9149 9735 10315 13500 6176 6801 7418 8029 8632 9227 9816 10399 14000 6235 6864 7485 8100 8707 9305 9897 10483 14500 6294 6927 7553 8171 8781 9383 9977 10566 15000 6353 6990 7620 8242 8855 9460 10058 10649 15500 6411 7053 7687 8313 8929 9537 10138 10732 16000 6470 7116 7753 8383 9003 9614 10218 10815 16500 6528 7179 7820 8454 9077 9691 10298 10898 17000 6586 7241 7886 8524 9150 9768 10377 10980 Continuación Tabla 4 PRESION DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESION DE SUPERFICIE Y LA PROFUNDIDAD
  • 33. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 33 Cálculos para salmuera de sales dobles Hay dos situaciones donde puede ser necesario cam- biar la composición de un fluido de terminación sal- muera densificada. La primera es cuando una sal- muera ha sido preparada y subsecuentemente se ha determinado que su densidad fue insuficiente para controlar la presión del yacimiento. El segundo es donde una salmuera ha sido diluida en agua y debe ser retornada al punto original de cristalización. Au- mentando la densidad de una salmuera para termi- nación no diluida: La temperatura de cristalización de una salmuera se determina por la solubilidad de la menor sal soluble y en el caso de los fluidos de terminación, esta sal es el cloruro de calcio; como la densidad de la salmuera aumenta el contenido de Ca2Cl2 debe ser disminuido si la temperatura de cris- talización va a permanecer aproximadamente cons- tante. También se observa que la temperatura de cristaliza- ción puede reducirse a una densidad constante por disminución del contenido de CaCl2 aumentando el contenido de bromuro de calcio. Si un fluido de terminación salmuera no diluida, va a aumentarse en densidad y la temperatura de cristalización va a permanecer igual o menor, será necesario añadir agua y bromuro de calcio a la solución. La cantidad de agua adicional y bromuro de calcio puede deter- minarse con la siguiente variable: Co.- Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera al ser aumentada su densidad (mezcla original). Cf.- Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la solución resul- tante después de aumentada su densidad (salmuera final). Wa.- Agua (bls/bbl) de agua adicional requerida. Wo.- Agua (bls/bbl) de salmuera final. Bo.- Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera a ser aumentada su densidad (salmuera original). Bf.- Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la solución resul- tante después de densificar (salmuera final). Para determinar el agua adicional requerida para cada barril de la salmuera original y proveer la misma rela- ción de CaCl2 agregar agua de la salmuera final. Se utiliza la fórmula siguiente: Wa = - Wo El agua total adicional requerida entonces es igual al agua adicional (Wa) bls/bbl, tantas veces del volu- men original del agua (Vo) esto se expresa como si- gue: Wa Total = (Vo) - wo El bromuro de calcio total adicional se encuentra de la misma manera que el agua adicional y se expresa en la ecuación siguiente: Ba Total = (Vo) - Bo El volumen final de la salmuera se encuentra de la misma manera como se usa en la salmuera de sal única, la ecuación es: Vf = Sistema de sal sencilla o múltiple Va = Vf )( )( 'D'R 'I'R − − Va = Vo )( )( 'I'D 'R'I − − Vf = Va )( )( 'I'R 'D'R − − Vf = Vo ) )( 'D'D 'R'D − − Vo = Vf ) )( 'R'D 'I'D − − I R:I I R:I I R%I :I 9RR 132 Prof (pies)/Pw (psia) 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 500 509 1017 1527 2036 2547 3059 3572 4060 1000 517 1035 1553 2073 2594 3117 3644 4121 1500 526 1052 1580 2109 2641 3175 3715 4180 2000 534 1070 1606 2145 2687 3233 3785 4240 2500 543 1087 1633 2181 2733 3291 3855 4299 3000 552 1104 1659 2217 2780 3348 3925 4358 3500 560 1122 1685 2253 2825 3405 3994 4417 4000 569 1139 1712 2289 2871 3462 4049 4475 4500 577 1156 1738 2324 2917 3518 4102 4533 5000 586 1174 1764 2360 2962 3574 4156 4591 5500 595 1191 1791 2395 3008 3630 4209 4649 6000 603 1208 1817 2431 3053 3686 4263 4706 6500 612 1226 1843 2466 3098 3742 4316 4763 7000 621 1243 1869 2501 3143 3797 4368 4820 7500 629 1260 1895 2537 3187 3852 4421 4877 8000 638 1278 1921 2572 3232 3906 4474 4933 8500 647 1295 1947 2607 3276 3961 4526 4989 9000 655 1312 1974 2642 3321 4008 4578 5045 9500 664 1329 2000 2677 3365 4055 4630 5101 10000 673 1347 2026 2712 3409 4101 4681 5157 10500 681 1364 2051 2764 3453 4148 4733 5213 11000 690 1381 2077 2781 3497 4194 4784 5268 11500 699 1399 2103 2816 3541 4240 4836 5323 12000 707 1416 2129 2851 3585 4286 4887 5378 12500 716 1433 2155 2885 3629 4332 4938 5433 13000 725 1451 2181 2920 3672 4378 4989 5488 13500 734 1468 2207 2954 3716 4424 5039 5542 14000 742 1485 2232 2989 3759 4470 5090 5597 14500 751 1502 2258 3023 3802 4515 5141 5651 15000 760 1520 2284 3057 3845 4561 5191 5705 15500 769 1537 2310 3092 3888 4606 5241 5760 16000 777 1554 2335 3126 3931 4651 5291 5813 16500 786 1572 2361 3160 3974 4697 5341 5867 17000 795 1589 2387 3139 4013 4742 5391 5921 Tabla 4 PRESIÓN DE FONDO DE UNA COLUMNA DE NITRÓGENO, TENIENDO LA PRESIÓN DE SU- PERFICIE Y LA PROFUNDIDAD
  • 34. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 34 Aumentando la densidad de una salmuera como flui- do de terminación diluida Hay dos métodos de redensificar una salmuera dilui- da original: Un método usando CaCl2 y bromuro de calcio, mien- tras que el segundo sólo usa bromuro de calcio. El primer método es usado cuando un sistema efi- ciente de mezclado esta disponible. El segundo es usado cuando se tiene un ineficiente sistema de mez- clado o cuando se desea reducir el tiempo de mez- clado al mínimo. Generalmente se usará bromuro de calcio para densificar en el pozo. En la mayoría de los casos el diluyente es agua dulce o puede ser considerado que sea agua dulce debido a que el sodio y potasio en agua de mar o salmuera de campo que será precipi- tado, y el resultado es el mismo que si se diluye con agua dulce. Fuera de considerar el método de densificar usado, el primer paso es determinar la can- tidad de agua que ha sido mezclada en la salmuera original, esto se hace usando una versión modifica- da de la ecuación. El volumen redensificado puede ser encontrado usan- do la siguiente ecuación: Vrw = ( Vd - Vw ) + donde: Vrw = Volumen redensificado bls. Determinación de sal para redensificar con CaCl2 y CaBr2 . Son usadas las tablas para determinar la cantidad de CaCl2 y CaBr2 requerido para redensificar cuando se usan sales multiples las siguientes ecuaciones pue- den ser usadas: Brw = ( Vw ) y Crw = ( Vw ) Crw = Lbs de CaCl2 al 95 % para redensificar agua adicionada. El volumen densificado puede ser encontrado usan- do la ecuación siguiente: Vrw = ( Vd - Vw ) + Vrw = Volumen redensificado bls. Va = Vf Va se convierte en Vw = Volumen de agua adicio- nada bls. Vf se convierte en Vd = Volumen diluido de sal- muera bls. Df se convierte en dd = Densidad diluida de sal- muera Lbs/gal. Da se convierte en Dw = 8.34 lbs/gal densidad del agua. Vw = Vd Una vez que el volumen de agua añadida se ha de- terminada la cantidad de sal para densificar ese vo- lumen de agua a la densidad original puede ser de- terminada.: Determinación de sal redensificada con bromuro de calcio. Son usadas tablas para determinar la cantidad de CaBr2 requerido para redensificar y también se pue- de usar la siguiente ecuación: Brw = ( Vw ) donde: Bo = CaBr2 al 95 % (lbs/bbl) a la densidad de la salmuera original. Brw = lbs de CaBr2 al 95 % para redensificar agua adicionada Vw. Wo = Contenido de agua a la densidad de la sal- muera original lbs/bbl Vw = Volumen de agua adicionada (bls). :R 9Z :R %R :R R :R 9Z 'D'R 'I'R − − )34.8( )( − − 'R 'I'R :R %R 131 Sustituyendo valores: x = 0.3738 ex = e0.3738 = 1.4532 Pfbc = 5,177 psia = Paso 8. En este paso se compara la presión calcula- da en el paso 3, con la calculada en el paso 7 y si la diferencia es mayor de 400 psia, recalcular a partir del paso 3, tomando como presión supuesta la obte- nida en el punto 7. Para este caso la diferencia es mayor, por lo que efectuaremos otro cálculo: (48) Paso 6.- obtener el valor de Zm para la nueva Pm: Para este nuevo caso: Zm = 1.27 Paso 7.- Calcular la presión final de bombeo corregi- da: (49) (50) P supta = 5177 psia y Pfb calculada = 5101 psia Como la diferencia de presiones es menor que 400 psia, continuamos. Paso 8. Obtenga la presión media a partir de la ulti- ma presión calculada: Paso 9. Calcular el volumen de nitrógeno: Comparación de resultados Al comparar los resultados obtenidos con ambos métodos, se observa que las diferencias son míni- mas. Esto a nivel operativo no representa ningún ries- go, por lo tanto, la selección del método que se ha- brá de utilizar para obtener estos parámetros depen- derá del diseñador. Inducción por empuje o implosión Como se mencionó anteriormente, los métodos de inducción tienen como función principal redu- cir al máximo la fuerza ejercida hacia la formación por la presión hidrostática de los fluidos conteni- dos en el pozo. El método de inducción por empuje o implosión con- siste en inyectar los fluidos contenidos en el pozo, más un determinado volumen de nitrógeno, hacia la for- mación a través del intervalo abierto. Debido a que el nitrógeno es un gas inerte no reacciona con la forma- ción, y al ser descargado, produce un efecto de suc- ción. Así arrastra en su viaje de retorno cantidades considerables de sólidos y aunado a la disminución casi total de la presión hidrostática, aumentará la apor- tación de los fluidos de formación hacia el pozo. Sin embargo, para poder utilizar este método se de- ben tomar en cuenta dos aspectos importantes: a) La presión de inyección b) Los fluidos contenidos en el pozo Ambos aspectos deberán ser bien estudiados. Si no se conocen profundamente será imposible uti- lizar este método. Los parámetros requeridos para efectuar una implosión son los siguientes: 1. La presión final de inyección (Pfi) 2. Capacidad total del pozo (Vtp) 3. Volumen de Nitrógeno para efectuar el desplaza- miento hasta el intervalo (VN2d) ( ) 2 supWD33I 3P + = ( ) SVLD3P 350,6 2 51777523 = + = [ H 3I =fbcP SVLD3P 312,6 2 51017523 = + = ( ) 3 444,57.352 P 7[= 9 [3[9 PP WS P1 == Método Pfinal de Bombeo Vol. de N2 Tradicional 5,333 psia 5,286 m3 Analítico 5,101 psia 5,444 m3 7523 1.4532 ( )PP =[7 / [[ 06.0= = 0.06 5280 642 x 1.27 = 0.3885 S H 101,5 7523 fbc 3885.0P == psia ,
  • 35. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 35 Cálculos para salmueras de sales múltiples, fluidos de terminación Las razones para cambiar la composición de todas las salmueras de fluidos de terminación son las mis- mas. Sin embargo, la aproximación debe ser dife- rente. Bromuro de Zinc no es disponible generalmen- te, en forma sólida, asé el densificado debe usar Bromuro de Calcio sólido, Cloruro de Calcio sólido y 19.2 lbs/gal de solución de Bromuro de Zinc. Debido al hecho de que el cloruro de calcio sólido es difícil de disolver bajo condiciones de campo, los cálculos demostrados aquí usaran soluciones de CaBr2 y Bromuro de Zinc. Aumentando la densidad de salmueras como fluidos de terminación, no diluidas. En el campo el método práctico de aumentar la densi- dad de una salmuera no diluída es añadir 19.2 lbs/gal de Bromuro de Zinc, esto puede ser hecho por la ecua- ción modificada para obtener la ecuación siguiente: V 19.2 = Vo El volumen final entonces es igual a: Vf = V 19.2 + Vo Cuando hay una gran diferencia entre la densidad final y la densidad original, el volumen final aumen- tará significativamente. Este hecho debe ser consi- derado cuando se planee redensificar. Aumentar la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluida: El primer paso en redensificar una salmuera como fluido de terminación diluido es determinar la canti- dad de agua que ha entrado al sistema esto se hace usando la ecuación siguiente: Vw = Vd Una vez que el volumen de agua adicionada se ha determinado, la cantidad de sales para redensificar ese volumen a la densidad original debe ser determi- nada, esto puede ser hecho usando tablas. Este pro- cedimiento se maneja exactamente de la misma ma- nera que el redensificado. De los sistemas de fluidos de terminación. La ecuación se usa para determinar el contenido de Bromuro de Calcio con valores de- terminados de tablas. Brw = ( Vw ) La ecuación anterior se usa para determinar el volu- men de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Znrw = ( Vw ) Zn = Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal como bls/ bbl a la densidad de la salmuera original. Znrw = Bls de bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal para redensificar el agua adicionada. El volumen redensificado se encuentra usando la ecuación: Vrw = ( Vd - Vw ) + Ecuaciones )2.19( )( 'I 'R'I − − )34.8( )( − − 'R 'G'R :R %R :R =Q2 :R 9Z 1.- Vf = ( Vo ) :I :R 2.- Sa = SfVf – VoSo 3.- Vf = ( Vo ) :I :R 4 A.- Vo + Va = Vf 4 B.- VoDo + VaDf 4 C.- Va = Vf )( )( 'D'R 'I'R − − 4 D.- Vo = Vo )( )( 'I'D 'R'I − − 130 Paso 2.- En la tabla 4 localice el valor más cercano a 17,318 pies ( 17,000 pies ); éste es de ( 7,241 psi ) y en la parte superior de esta columna encontrará el valor de 5,000 psi, que corresponde a la presión en la ca- beza. Paso 3. De la tabla 5, con una profundidad de 17,318 pies y una Pw 4000 psi, encontramos el factor de peso del nitrógeno Fc de 1.4077. Dividiendo la pre- sión de fondo calculada entre 1.4077 nos dá la pre- sión en la cabeza ó presión final de bombeo: (38) Paso 4.- Obtener el factor de volumen del Nitrógeno. En la tabla 6 se localiza el valor más cercano a 5,333 psi ( 5,300 psi ),y a 17,318 pies ( 18,000 pies ) ; en su intersección se encuentra el valor de 265.9 m3/m3, que corresponde al factor de volumen buscado. Paso 5. Calcular el volumen de Nitrógeno necesario. Para esto se debe conocer el volumen total del apa- rejo hasta la camisa y multiplicarlo por el factor de volumen encontrado en el paso anterior: (39) VN2 =(2.019x1500+4.54x3.200+3,831x600=19855 l VN2 = 19.855 x 265.9 = 5280 m3 Método analítico Paso 1. Calcule la presión de fondo hasta la camisa. (40) Pf = 1.422 ( 5,280 x 1 ) + 14.7 = 7,523 psia Paso 2. Calcule la presión final de bombeo para una presión supuesta: Pfb = Pf - Psupta. (41) Pfb = 7,523 - 1,000 = 6,523 psia Paso 3. Calcular la presión promedio: (42) Paso 4. Determine la temperatura de fondo (hasta la camisa) Tf = GT x L + Ts (43) Gradiente termico (GT) = 2.0202° C/100 m Tf = 0.0202 x 5280 + 30 = 136.7 °C Paso 5.- Calcular la temperatura promedio: (44) ( Tm ) en °R =( 1.8 x °C )+ 492 (45) Tm = (1.8 x 83.35) + 492 = 642 °R Paso 6. Con los datos calculados de Tm, Pm y la figura 53, obtenga la Zm: Para este caso: Zm = 1.32 Paso 7. Calcular la presión final de bombeo corre- gida: (46) Donde: (47) Símbolo químico N Peso atómico 14.0067 Peso molecular del N2 28.016 Densidad a 20 ° C 0.001165 gr/cc Punto de ebullición -196.8 °C Temperatura crítica -147.1 °C Presión crítica 34.61 kg/cm2 Punto de vaporización 29.81 °C 1 kg de líquido rinde 0.861 m3 de gas a condiciones normales Pureza Contenido humedad 2.5 ppm ( v ) Toxicidad NULA Combustibilidad NULA YWS1 )[99 =2 ( ) DWI 3G[/3 += 422.1 2 )PP( m fbf P + = 2 TTF m )( T s+ = °= + = 35.83 2 30136.7 m )( T F K IE ) 3 3 = 7241 1.4077 = = 5333 psi SVLD023,7 2 )65237523( mP = + = a ( )PP =[7 / [[ 06.0= = 0.06 5280 83.55 x 1.32 = 0.3738 [ I IEF H 3 3 = 7523 ex=
  • 36. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 36 Abreviaturas Vf = Volumen final de salmueras ( Bls ) Vo = Volumen original de salmueras ( Bls ) Wf = Contenido final de agua ( bls/bl ) de salmuera Wo = Contenido original de agua ( bls/bl ) de salmuera Sa = Contenido adicional de sal ( lbs/bl ) Sf = Contenido final de sal ( lbs/bl ) So = Contenido original de sal ( lbs7bl ) Da = Densidad adicionada de fluido ( lbs/ gal ) Df = Densidad final de fluidos ( lbs7gal ) Bo = Bromuro de Calcio ( lbs7bl ) de la sal- muera para incrementar la densidad ( salmuera original ) Bf = Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la solu- ción resultante después de redensificar ( salmuera final ) Va = Volumen adicionado de agua a la sal- muera ( Bls ) Co = Cloruro de calcio ( lbs/bl ) de la sal- muera para incrementar una densi- dad ( salmuera original ) Cf = Colruro de calcio ( lbs/bl ) de la solu- ción resultante después de redensificar ( salmuera final ) Wa = Agua adicionada a la salmuera origi- nal (bls/bl) Wa Total = Agua requerida total adicionada (lbs) Ba Total = Bromurro de calcio total adicionado en (lbs) Vw = Volumen adicionado de agua (bls) Vd = Volumen de salmuera diluido (bls) Dd = Densidad diluida de la salmuera (lbs/ gal) Brw = Lbs de Bromuro de calcio al 95 % para redensificar agua adicionada Vw Vrw = Volumen redensificado (lbs) Crw = Lbs de Cloruro de calcio al 95 % para redensificar agua adicionada V 19.2 = (bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/ gal Znrw = (bls) de bromuro de zinc de 19.2 lbs/ gal para redensificar agua adiciona- da ZnO = (bls/bl) de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/galpara densificar una salmuera original 4 E.- Vf = Va )( )( 'I'R 'D'R − − 4 F.- Vf = Vo )( )( 'I'D 'R'D − − 4 G.- Vo = Vf )( )( 'R'D 'I'D − − 5.- Wa = I R:I - Wo 6 A.- Wa Total = ( Vo ) I R:I - Wo 6 B.- Ba Total = ( Vo ) I R%I - Bo 7.- Vf = ( Vo ) I R 8.- Vw = Vd )34.8( )( − − 'R 'G'R 9.- Brw = (Vw ) :R %R 10.- Vrw = ( Vd – Vw ) + :R 9Z 11.- Crw = ( Vw ) :R R 12.- V 19.2 = ( Vo ) )2.19( )( 'I 'R'I − − 13.- ZnBr = (Vw) :R =Q2 129 provista de un elemento de empaque o copas, a tra- vés del aparejo de producción. En su viaje ascen- dente, y debido al peso del fluido, las copas se ajus- tan al diámetro interior del aparejo, permitiendo con esto el desalojo del fluido que se encuentre por en- cima de ellas. La longitud aproximada que se vacía en cada viaje es de 150m, si el fluido desalojado es agua, pero a medida que aumenta la densidad del fluido, dismi- nuye la longitud vaciada. Las principales desventajas de este método son: * Alto riesgo operativo por no utilizar equipo de control * No se puede emplear en aparejos de producción combinados * La presión de trabajo de las copas en muy baja (10 a 15 kg/cm²) * El primer flujo del pozo es a cielo abierto * El daño ecológico por derrames es considerable Debido a los riesgos que este método representa, y a la introducción de nuevas técnicas de inducción, su empleo ha sido eliminado. Inducción por desplazamiento a través de la camisa o válvula de circulación Este método consiste en abrir la camisa de circula- ción y desplazar los fluidos contenidos en el aparejo de producción hacia el espacio anular por fluidos de menor densidad. Posteriormente cerrar la camisa, probar hidráulicamente el cierre de la misma y afo- rar el pozo a la batería con el estrangulador adecua- do, en función de la presión final de bombeo y del fluido desplazante. Como fluido desplazante se utiliza comúnmente agua dulce, salmueras sódicas o cálcicas y nitrógeno ga- seoso. La elección depende de la densidad del fluido de control. Los parámetros requeridos para efectuar con eficien- cia y seguridad una inducción son: 1. Presión final de bombeo. El conocimiento de este parámetro permitirá seleccionar adecuadamente el equipo de bombeo y la presión de prueba de las conexiones superficiales, con el fin de evitar riesgos innecesarios durante el desarrollo operativo de la in- ducción. 2. Volumen de fluido para desplazar. La obtención previa de este parámetro evitará que se generen ope- raciones inconclusas y anómalas por falta de fluido y sobre-desplazamiento del mismo. El cálculo de estos parámetros para fluidos líqui- dos (agua dulce, salmueras) es simple y ampliamente conocido. Sin embargo, el manejo de gases es más complicado y requiere mayor atención. Para ex- plicarlo con claridad se desarrolla un ejemplo de cálculo con el método tradicional y el analítico. Ejemplo 12: Se requiere efectuar un desplazamiento del fluido de lavado por nitrógeno a través de la camisa de circulación, en un pozo con las siguientes carac- terísticas: · Profundidad de la camisa 5280m (17,318 pies)=L · Profundidad de los disparos 5,800m · Temperatura a nivel de disparos 147 °C · Extremo del aparejo combinado 5,310 m · Longitud de TP de 2 3/8 4.6 lb/pie 1500 m(Cap. 2.019 l /m) · Longitud de TP de 3 1/2 9.2 lb/pie 3200 m (Cap. 4.54 l /m) · Longitud de TP de 3 1/2 12.7 lb/pie 600 m (Cap. 3.831 l / m) · Densidad del fluido de lavado 1.0 gr/cm3=d Antes de presentar el ejemplo, es necesario conocer las propiedades más importantes del NITRÓGENO GASEOSO, debido a que es el gas más utilizado en las operaciones de producción de petróleo. Calcular la presión final de bombeo y el volumen necesario de nitrógeno para efectuar el desplaza- miento. Método tradicional Paso 1. Calcular la presión hidrostática ejercida por el fluido hasta la camisa de circulación: (37) =1.422(5280 x 1) =7508 psi )(422.1 G[/K3 =
  • 37. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 37 Ejemplo: 1.- Diluir 250 bls de 11.3 lbs/gal de salmuera de CaCl2 con agua dulce para obtener una salmuera de 10.7 lbs/gal. Encuentre el volumen de agua para obtener una salmuera de 10.7 lbs/gal, encuentre el volumen de agua dulce requerida y el volumen final de sal- muera diluida. Vo = 250 Bbls Do = 11.3 Lbs/gal Df = 10.7 Lbs/gal Da = 8.34 Lbs/gal Paso 1. Usando la ecuación encuentra el Vf del volu- men final de la salmuera: Vf = Vo Vf = ( 250 ) Vf = ( 250 ) Vf = 313.5 Bbls Paso 2. Usando la ecuación encuentras el Va adicio- nando al volumen de 8.34 lbs/gal de agua dulce. Vo + Va = Vf 250 + Va = 313.55 Va = 313.55 - 250 Va = 63.56 Bbls 2.- Usando 500 bls de 11.6 lbs/gal de salmuera de CaCl2 y 500 bls de 10.2 lbs/gal de CaCl2 prepare 600 bls de 11.0 lbs/gal de fluidos. Vf = 600 Bbls Df = 11.= Lbs/gal Paso 1. Asumiendo para este calculo que Vo es el volumen de 11.6 lbs/gal de fluido requerido y que Va es el volumen de 10.2 lbs/gal de fluido requerido en- tonces se selecciona la ecuación y se resuelve para Vo: Do = 11.6 Lbs/gal Da = 11.0 Lbs/gal Vo = Vf Vo = 600 Vo = 600 Vo = 342.8 Bbls 11.6 Lbs/bls de fluido Usando la ecuación ( 4 A ) resolvemos por Va: Vo + Va = Vf Va = Vf - Vo Va = 600 - 342.8 Va=257.2Bls 10.2 lbs/gal de salmuera 3.- ¿ Cuanta salmuera de 15.1lbs/gal se requiere para incrementar la densidad de 350 bls de 14.0 lbs/gal a una densidad de 14.3 lbs/gal? Da = 15.1 lbs/gal Vo = 350 bls Do = 14.0 lbs/gal Df = 14.3 lbs/gal Paso 1: Usando la ecuación resolvemos para Vf: Vf = Vo )( )( 'I'D 'R'D − − )7.1034.8( )3.1134.8( − − )36.2( )96.2( − − )( )( 'R'D 'I'D − − )6.112.10( )0.112.10( − − )4.1( )8.0( − − )( )( 'I'D 'R'D − − 128 8. Alojar correctamente el colgador de tubería en el cabezal de producción (la marca colocada en el tramo de la TP debe coincidir con la superficie de la rotaria). 9. Efectuar prueba de hermeticidad a los sellos Multi V. 10. Desconectar el tramo madrina al cople colgador. 11. Instalar la válvula de contrapresión tipo H en el cople colgador. 12. Desmantelar la charola de recuperación de flui- dos, línea de flote y campana de circulación 13. Desconectar líneas superficiales de control y lí- neas hidráulicas a preventores. 14. Desmantelar preventores. 15. Verificar que la válvula de contrapresión esté co- rrectamente instalada. 16. Eliminar anillo metálico. 17. Introducir los tornillos de sujeción (yugos) en el cabezal de producción. 18. Conectar tramo de TP en el cople colgador. 19. Levantar el aparejo de producción lo necesario para instalar las cuñas de plato o herramienta de la compañía para colocar el cople colgador. 20.Desconectar el tramo de la TP y limpiar el cople colgador. 21. Conectar un tramo de la TP al bonete superior del árbol de válvulas y levantarlo. 22.Limpiar el interior y la pista para el anillo del carre- te colgador; colocar el anillo metálico nuevo de- bajo de la brida del carrete colgador. 23.Efectuar prueba hidráulica de los sellos entre el carrete colgador y el cople colgador. 24.Tensionar el aparejo de producción para retirar las cuñas de plato o herramienta de la compa- ñía. 25.Confirmar que los tornillos de sujeción estén en posición correcta sobre el bisel del colgador de tubería. 26.Bajar lentamente el medio árbol para instalarlo en el cabezal de producción, alineando las válvulas laterales del árbol de válvulas. 27.Recuperar válvula de contrapresión tipo H. 28.Aplicar el procedimiento de prueba al conjunto instalado. Si el pozo es marino: El procedimiento se describe a detalle en el punto INSTALACIÓN DE LA VSC. Operaciones adicionales a las operaciones específi- cas de la intervención Después de haber cumplido con el seguimiento ope- rativo específico de la intervención, de haber des- mantelado preventores y de haber instalado el árbol de válvulas, se realizan varias operaciones antes de entregar el pozo a producción: disparos, redisparos, inducción, estimulación, fracturamiento toma de muestras, registros, etc. Dichas operaciones pueden ser solicitadas por el área de producción, antes, durante o al final de la inter- vención, de acuerdo con la experiencia del campo o los resultados de análisis posteriores al mantenimien- to. A continuación se enumeran algunas, clasificadas como operaciones adicionales a la intervención de mantenimiento a pozos. Inducciones Cuando los hidrocarburos producidos por la forma- ción no llegan por sí mismos a la superficie, se reali- zan varias actividades para disminuir la presión hidrostática a favor del yacimiento y permitir que éstos se manifiesten. Estas secuencias operativas se denominan métodos de inducción. Actualmente se conocen varios métodos para indu- cir un pozo, su aplicación depende de las caracterís- ticas y el estado mecánico del pozo. Los más comu- nes son: Inducción mecánica Es el método más antiguo conocido en la industria petrolera. Consiste en deslizar una barra pesada Figura 52 Métodos de inducción. METODOS DE INDUCCION POR IMPLOSION POR DESPLAZAMIENTO MECANICA A TRAVES DE L A CAMISA O VALVULA DE CIRCULACION CON TUBERIA FLEXIBLE
  • 38. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 38 Vf = 350 Vf = 350 Vf = 481.25 bls de 14.3 lbs/gal Paso 2. Usando la ecuación resolvemos para Va: Vo + Va = Vf Va = 481.25 - 350 Va = 131.25 bls ( Da ) 15.1 lbs/gal de salmuera Va = 252.7 bls 10.2 lbs/gal de salmuera 4.- Usando 500 bls de 14.0 lbs/gal 58 °F de cristaliza- ción prepare una salmuera de 14.3 Lbs/gal a 60 °F, determine el volumen final, usted solamente tiene 500 bls de volumen en presas y pozo. De las tablas determine los datos siguientes: Co = 133.99 Cf = 126.38 Wo = 0.7221 Wf = 0.7079 Bo = 202.86 Bf = 228.21 Vo = 500 Entonces: Wa total = ( Vo ) - Wo Wa total = 500 - 0.7221 Wa total = 14.21 bls de agua adicional Ba total = ( Vo ) - Bo Ba total = 500 - 202.86 Ba total = 19,540 Lbs Vf = Vf = Vf = 530 Bls 5.- Un fluido de 14.6 lbs/gal 6.3 °F de temperatura de cristalización ha sido diluido de 14.1 lbs/gal. El siste- ma total es de 750 bls Densifique el fluido a 14.6 lbs/ gal usando ambos, CaCl2 y CaBr2. Determina el vo- lumen final. Paso 1.- Calcule el volumen de aguia que diluyo la salmuera original: Vw = Vd Vw = 7850 = 59.90 Bls. Paso 2.- Determine lo siguiente de tablas: Bo = 253.37 lbs CaBr2 por barril de salmuera origi- nal. Co = 118.77 lbs CaBr2 por barril de salmuera origi- nal. Wo = 0.6937 bls de agua por barril de salmuera origi- nal. Entonces: Brw = Vw )3.141.15( )0.141.15( − − )8.0( )1.1( I :IR * 38.126 7079.0*99.133 I %IR * 38.126 21.228*99.139 I R9R * 38.126 99.133*500 )34.8( )( − − 'R 'G'R )34.86.14( )1.146.14( − − :R %R 127 8.- Es recomendable mantener el pozo completamen- te abierto el mismo tiempo que durará la remoción del árbol de válvulas; si no se observa manifestación, se procederá a circular un tiempo de atraso, monitoreando la densidad de salida del fluido de control. 9.- Sí el pozo está bajo control proceder a desmante- lar el árbol de válvulas. En pozos despresionados donde se desee evitar la pérdida de fluido o lograr circulación es necesario obturar el intervalo productor. Actualmente es una práctica muy común obturar con tapones de sal granular. Este procedimiento se detalla en otro capítulo. Eliminación del árbol de válvulas e instalación de preventores Después de asegurarse de que el pozo está controla- do, y comprobar que se tiene en la localización el sistema de preventores completo y probado, se pro- cede a la operación de desmantelar el árbol de vál- vulas e instalar y probar preventores con las líneas superficiales de control. La secuencia operativa es la siguiente: 1. Instalar válvula de contrapresión Tipo H. 2. Desconectar líneas de control de las ramas latera- les del árbol de válvulas. 3. Retraer los anillos opresores (yugos) y eliminar tor- nillos superiores del cabezal de producción. Si el pozo es terrestre: 4. Instalar tramo corto de la TP al bonete superior (cachucha) del medio árbol. 5. Tensionar el aparejo dentro de los límites calcula- dos hasta levantar el árbol de válvulas lo suficiente como para instalar las cuñas de plato (spider). 6. Levantar el anillo metálico amarrándolo a los agu- jeros de la brida inferior del carrete colgador, y colocar las cuñas de plato en el tramo de la TP apoyando todo el peso del aparejo sobre ellas. 7. Desconectar el árbol de válvulas y colocarlo fuera del área de las subestructuras. 8. Conectar tramo de la TP (madrina) al colgador de tubería de producción. 9. Tensionar la sarta y recuperar cuñas. 10. Apoyar la sarta por medio del colgador en el ca- bezal de producción y desconectar el tramo de la TP. Pasar al punto 11. Si el pozo es marino: 4. Estrobar perfectamente el árbol de válvulas y en- gancharlo al block viajero de la grúa de la plata- forma. 5. Tensionar y levantar el árbol hasta desenchufar su parte inferior del cuello superior del colgador de tubería. 6. Con la grúa colocar el árbol de válvulas en su base para transporte. Pasar al punto 11. 11. Instalar arreglo de preventores. 12. Conectar líneas de operación de los preventores a la unidad operadora. 13. Instalar líneas superficiales de control a preventores. 14. Probar preventores y líneas superficiales de con- trol a la presión requerida. 15. Instalar campana, línea de flote y charolas de re- colección de fluidos. Secuencias operativas específicas programadas en la intervención de mantenimiento Estas secuencias son específicas para este proceso y se diferencian en función del objetivo de la interven- ción. En las descripciones de las diferentes opera- ciones de mantenimiento, tanto mayor como menor, se explicó cada una de ellas a detalle. Eliminación de preventores e instalación del árbol de válvulas 1. Efectuar ajuste de aparejo. Si el pozo es terrestre: 2. Desconectar el cople del tramo último e instalar el colgador de tubería envolvente y cople colgador. 3. Efectuar prueba de hermeticidad de la conexión. 4. Conectar un tramo madrina al cople colgador, eli- minar las cuñas y medir el espacio mesa rotaria. 5. Verificar el peso del aparejo de arriba hacia abajo y estático. 6. Marcar en el tramo de la TP el resultado de restar, al espacio de la mesa rotaria, la longitud del cople colgador. 7. Bajar lentamente el colgador envolvente y el cople colgador a través de los preventores.
  • 39. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 39 Brw = ( 59.9 ) = 21895 Lbs Crw = Vw Crw = (59.9) Crw = 10255 Lbs 6.- Usando las mismas condiciones que el ejemplo anterior, haga los calculos usando solo CaBr2: Paso 1.- Calcule el volumen de agua que diluyo la salmuera original: Vw = 59.9 Bls Paso 2.- Determine los datos siguientes de tablas: Bo = 357.8 lbs CaBr2 por barril de salmuera original. Wo = 0.730 bls de agua por barril de salmuera origi- nal. Entonces: Brw = Vw Brw = (59.9) = 29359 Lbs Brw = 29359 lbs de CaBr2 El volumen redensificado por usar solo CaBr2 se en- cuentra usando la ecuación: Vrw = ( Vd - Vw ) Vrw = ( 750 - 59.9 ) Vrw = 772 bls de salmuera redensificada 6.- Una solución de fluido de terminación de 16.6 lbs/gal debe ser aumentada a 16.8 lbs/gal. El volu- men presente es de 600 bls. Cuantos barriles de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal se requerirán para redensificar el volumen total a 16.8 lbs/gal y cual será el voliumen final? Usando la ecuación para determinar el volumen de Bromuro de Zinc V 19.2 = Vo = 600 = 50.00 Bls de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal Vf = 50 Bls + 600 = 650 Bls. Aumentar la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluido: El primer paso en redensificar una salmuera como fluido de terminación diluido es determinar la canti- dad de agua que ha entrado al sistema esto se hace usando la ecuación. Vw = Vd Una vez que el volumen de agua adicionada se ha determinado, la cantidad de sales para redensificar ese volumen a la densidad original debe ser determi- nada, esto puede ser hecho usando tablas. Este procedimiento se maneja exactamente de la mis- ma manera que el redensificado de los sistemas de fluidos de terminación. La ecuación se usa para de- terminar el contenido de bromuro de Calcio con valores determinados de tablas. Brw = (Vw) 6937. )57.253( 2 :R R 6937.0 77.118 :R %R 73.0 )8.357( :R 9Z 73.0 9.59 )2.19( )( 'I 'R'I − − )8.162.19( )6.168.16( − − )34.8( )( − − 'R 'G'R :R %R 126 1.- Abrir el estrangulador y simultáneamente iniciar el bombeo del fluido de control con densidad y gasto calculados previamente. 2.- Ajustar el estrangulador hasta obtener el valor calculado de la PRESIÓN INICIAL DE CIRCULA- CIÓN en la TP con el gasto calculado. 3.- Continuar el bombeo del fluido de control mante- niendo la presión de bombeo (calculada en la cé- dula de control) con el auxilio del estrangulador hasta que el fluido de control llegue a la camisa o perforaciones de la TP (Tubing Puncher). 4.- En este punto, si la densi- dad de control fue calculada hasta los disparos, cerrar la TR totalmente y continuar hasta bombear la capacidad desde la camisa hasta la cima de los dis- paros. Una vez bombeada la capacidad, parar el bombeo para comprobar que la presión en la TP sea cero, lo cual indi- caría que la densidad de con- trol es la adecuada; en caso contrario, recalcular nuevamen- te la densidad de control. 5.- Si la densidad de control fue calculada hasta la camisa, una vez bombeada la capacidad, ha- cer una pausa y cerrar totalmen- te la TR para comprobar que la presión en la TP sea cero. En caso contrario recalcular la den- sidad de control, abrir ligeramen- te el estrangulador y reiniciar el bombeo ajustando la presión de circulación calculada (Presión Fi- nal de Circulación) con auxilio del estrangulador. 6.- Continuar la circulación man- teniendo constante la presión en la TP, hasta que el fluido con la densidad de control llegue a superficie. Abrir o cerrar el es- trangulador según sea necesa- rio. En cuanto el fluido de con- trol empiece a salir en superfi- cie monitorear constantemente la densidad de sa- lida y circular hasta homogeneizar las columnas del fluido; en este caso el estrangulador deberá estar completamente abierto. 7.- Una vez homogenizadas las columnas con el estrangulador completamente abierto, suspender el bombeo del fluido y mantener completamente abierto el pozo para determinar cualquier aporta- ción del mismo. (PERODGDV DFXPXODWLYDV 3UHVLyQ HQ .JFPð 3UHVLyQ HQ /EVSXOJð Tabla 3 Representación tabular de la cédula de bombeo. Figura 51. Representación gráfica de la cédula de bombeo. 0 266 532 798 1064 1130 1596 1862 2128 2394 2660 2800 5000 7000 900011100 0 20 40 60 80 Presión(Kg/cm2) Emboladas Acumulativasa
  • 40. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 40 La ecuación para determinar el volumen de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Znrw = ( Vw ) Una salmuera de fluido de terminación de 16.5 lbs/ gal ha sido diluida a 16.2 lbs/gal. El volumen es de 800 bls.Determine el volumen de Bromuro de Zinc y la cantidad de Bromuro de Calcio requerido para redensificar y el volumen total después de redensificar. Primero encuentre el volumen de agua adicionado: Vw = Vd = 800 Vw = 29.41 bls de agua adicionada. Segundo determine la cantidad de Bromuro de cal- cio requerido: Vw = 29.41 bls Bo = 245 Wo = 0.465 ZnO = 0.357 Brw = ( Vw ) Brw = (29.41) Brw = 15801 Lbs de bromuro de Calcio Tercero.- Determine el volumen de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Znrw = ( Vw ) Znrw = ( 29.41 ) Znrw = 23.02 Bls de Bromuro de Zinc. Corrosividad de las salmueras La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su ambiente. El principal agente corrosivo que afecta a los mate- riales de la tubería en fluidos base agua, son los ga- ses solubles (O2 , CO2 , H2 S), así como las disoluciones salinas y ácidas. Causas de la corrosión Oxigeno El oxigeno es el agente corrosivo más común y en presencia de pequeñas cantidades de humedad causa oxidación al acero. El oxigeno causa corro- sión uniforme y picaduras a las tuberías. En los sistemas de fluidos base agua que son expuestos a la atmósfera ocasionan condiciones severas de corrosión. Dióxido de carbono El Dióxido de Carbono soluble en agua forma un áci- do débil (H2 CO3 ) que corroe el acero, conocido como corrosión dulce y resulta la formación de escamas en el acero provocando una pérdida de espesor en el cuerpo de la tubería, a menos que el pH sea man- tenido arriba de 6. Cuando el CO2 y O2 están ambos presentes, es mayor la corrosión que estando cada uno solos. El CO2 en presencia de agua forma ácido carbónico que reacciona con el acero formando car- bonato de fierro, el cual se desprende en escamas reduciendo su espesor de pared. El CO2 en los fluidos puede venir del gas de forma- ción, por descomposición térmica de sales disueltas, los aditivos orgánicos de los fluidos de control o por la acción de las bacterias sobre los materiales orgáni- cos en descomposición. En general conforme la presión se incrementa, se incrementa también la acción corrosiva del CO2 . Cuan- do la presión parcial de CO2 es mayor de 30 psi, se :R =Q2 )34.8( )( − − 'R 'G'R )34.85.16 )2.165.16( − − :R %R 456.0 245 :R =Q2 456.0 357.0 125 Cálculos que se deben realizar para el control a) Densidad de control de los registros de presión de fondo con la ecuación 8. b) Los valores reológicos del fluido de control que se va a utilizar se obtienen con el auxilio del viscosímetro fann 35 A. c) Caídas de presión de acuerdo con los valores reológicos, densidad de control, estado mecánico del pozo y gasto que se ha de emplear durante el control. Determinar las caídas de presión en el sis- tema en función del modelo matemático que se ajuste al comportamiento reológico del fluido. Este valor será igual a la PRESIÓN FINAL DE CIRCULA- CIÓN. d) Determinar el volumen de la T.P. que se realiza con a ecuación 1. Para determinar el volumen de la T.P. simplemente multiplicamos el valor de los l/m por la profundidad a donde se realizará el control. e) Para el espacio anular, utilizaremos la ecuación 2. f). Cálculo del desplazamiento de la bomba tríplex 1pulg3= 0.01639lx0.785 x 0.01639 x 3= 0.0386 (32) donde: 0.0386 factor de conversión D= Diámetro de la camisa, pg L= Longitud de la carrera, pg E= Eficiencia de la bomba f) Calculamos el número de emboladas para llenar la T.P. (33) Litros x embolada, son los litros por embolada calcu- lados, que desplaza la bomba. g) Cálculo de la presión inicial de circulación (34) Donde: PIC= Presión Inicial de Circulación. DP= Caídas de presión calculadas Pctp = Presión de cierre en T.P. h).- Calculamos la disminución de presión (35) Donde: DP = Disminución de presión en Kg. PIC = Presión inicial de circulación PFC = Presión final de circulación i) Calculamos el régimen de bombeo (36) De aquí se obtiene el número de emboladas necesa- rias para disminuir 1 Kg/cm² de presión. Ejemplo 11: Se tienen los siguientes datos para el control de un pozo: · Presión inicial de circulación = 95 Kg/cm² · Caídas de presión calculadas o presión final de cir- culación =53 Kg/cm² · Disminución de presión = 42 Kg/cm² · Núm. de emboladas para llenar la T:P: = 2,800 · Núm. de emboladas para llenar el E:A: = 8,300 · Núm. de emboladas para llenar el pozo = 11,100 Calculamos el régimen de bombeo: = 66 emboladas Se requieren 66 emboladas para disminuir 1 Kg/cm² de presión en la T.P. Para representar la disminución de presión cada 4 Kg/cm² multiplicamos el número de emboladas ne- cesarias para disminuir 1 Kg/cm² por 4 y el valor será de 266 emboladas para disminuir 4 Kg/cm² la repre- sentación tabular o gráfica será de la siguiente ma- nera, ver tabla 3: Secuencia operativa para el control de un pozo con circulación Efectuar la reunión técnica y de seguridad con el personal involucrado en la operación, para asignar- les las diferentes actividades que les corresponden. (PERODGD[/LWURV OWVWSODGH9ROXPHQ (PE )( .# = WS3F33, VLVWHPD +∆= 3)3,'3 −= HVLyQGHQ'LVPLQXFLy WSODOOHQDUSDUDHPERODGDVGH 5E Pr # = 42 2800 =E5 ( ) 0386./ 2 [([/['HPEOWVHQWR'HVSOD]DPL = 0.0386
  • 41. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 41 tiene problemas de corrosión, cuando varía entre 30 y 7 psi, es posible la corrosión y cuando es menor de 7 psi, es improbable. Acido sulfhídrico El ácido sulfhídrico disuelto en agua forma un ácido algo débil y menos corrosivo que el ácido carbóni- co, aunque puede causar picaduras, particularmen- te en presencia de oxigeno y/o dióxido de carbono. Una más significante acción del H2S es su efecto sobre una forma de hidrógeno molecular. El estándar NACE MR-01-75 especifica los límites de presión parcial en un ambiente de gas amargo, si la presión total exce- de de 65 psi y la presión parcial del H2 S en el gas excede de 0.05 psi, existe un problema potencial. El H2 S en fluidos de control puede venir del gas de for- mación, acción bacteriana sobre sulfatos solubles o degradación térmica de aditivos que contengan sulfuros en los fluidos de control. Las fracturas por esfuerzo y corrosión es causado por la presencia de un elemento corrosivo y esfuer- zo de tensión. Los iones libres de hidrógeno pene- tran la estructura del metal causando pérdida de ductibilidad e incrementando la susceptibilidad a la fractura. Fe° + H2 S ----------------- FeS + 2H° Sales disueltas Como en el caso del CO2 y H2 S los problemas asocia- dos con cloruros se incrementan con la profundidad y la presión. Los factores que contribuyen a la fractura y corro- sión bajo esfuerzo por cloruros (CSCC) involucra Tem- peratura, Presión, Contenido de O2 , pH y Contenido de Cl. La corrosión es por la picadura en cazuela y grietas, para materiales susceptibles al CSCC. Los procesos de corrosión que involucran reacciones electroquímicas, el incremento de conductividad pue- de resultar en altas tasas de corrosión. Las solucio- nes concentradas de salmueras son generalmente menos corrosivas que las salmueras diluidas. Acidos Los ácidos corroen los metales con valores de pH bajos(causando liberación del H2) el O2 disuelto ace- lera apreciablemente la tasa de corrosión de los áci- dos y disuelve el H2S acelerando la liberación del H2 molecular. Tipos de corrosión La corrosión puede tomar muchas formas y puede combinar con otros tipos de demandas (erosión, Fa- tiga, Fractura, etc.) y causa daño extremos. Varios tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo, pero solo un tipo de corrosión predominará. Cono- ciendo e identificando la forma de corrosión puede ayudar a la planeación de aplicar la correctiva. Durante el ataque uniforme, el material corroído usualmente deja una capa de los productos de la corrosión. El resultado es la pérdida de espesor de pared y reduce la capacidad de resistencia del mate- rial. La corrosión puede ser localizada en pequeñas áreas definidas de pared, causando picaduras en la tube- ría. Su cantidad, profundidad y tamaño puede va- riar considerablemente. Las picaduras pueden cau- sar fallas y pueden servir como punto de origen en el rompimiento de origen. Los cloruros, oxigeno, áci- do sulfíhidrico y especialmente la combinación de ellos, son la mejor contribución para la corrosión localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión loca- lizada, existe la fragilización del metal por hidróge- no atómico y molecular en los sitios catódicos. Los átomos de hidrógeno son muy pequeños y son ca- paces de penetrar el metal y alojarse en espacios vacíos intercristalinos de los componentes metálicos. Cuando dos hidrógenos atómicos llegan a estar en contacto se combinan para formar hidrógeno molecular, lo cual puede ocurrir dentro de la estruc- tura del acero. La molécula de hidrógeno por su ta- maño es difícil que salga de la estructura del acero, resultando en el desarrollo de presiones extremada- mente altas dentro del espacio intergranular, lo cual puede causar la fragilización del metal. Loa aceros de mas alta dureza son mas susceptibles a éste tipo de corrosión. Muchos metales resisten a la corrosión debido a la formación de una película protectora de oxido. Si esas películas o depósitos son removidos por alta velocidad de flujo del fluido, sólidos suspendidos abrasivos, exceso de turbulencia, acelera el ataque a la superficie del metal fresca. Esta combinación de 124 Recuperación de la VSC 1. Controlar pozo. 2. Instalar válvula de contrapresión tipo H en el col- gador de tubería. 3. Desconectar la línea de inyección de aceite hidráu- lico del medio árbol de válvulas al panel general de control de las VSC de la plataforma. 4. Desmantelar medio árbol de válvulas. 5. Instalar y probar preventores y líneas superficiales de control. 6. Levantar aparejo de producción, desconectar lí- nea de inyección de aceite hidráulico del colgador de tubería; eliminar colgador de tubería de pro- ducción. 7. Recuperar aparejo de producción hasta la VSC eliminando tubería de inyección de aceite hidráu- lico de ¼. 8. Desconectar línea de inyección de aceite hidráuli- co de la VSC. 9. Desconectar y eliminar la VSC. Cancelación de la VSC En las operaciones de recuperación de aparejos que requieran trabajos especiales como colocar tapones mecánicos, cortes de tubería (químico, térmico o mecánico), con cable o línea, se debe cancelar la VSC y mantenerla permanentemente abierta. 1. Instalar y probar la unidad de línea de acero. 2. Calibrar 5m abajo de la VSC con un diámetro igual al del cancelador. 3. Bajar canceladora y alojarla en el perfil especial de la VSC. 4. Represionar aparejo de producción hasta despla- zar el mandril o camisa de la VSC. 5. Recuperar canceladora. Secuencias operativas más comunes en el mantenimiento de los pozos. En las operaciones de mantenimiento, tanto mayo- res como menores, se ejecutan operaciones comu- nes para todas las intervenciones. A continuación describiremos estas secuencias operativas: · Control del pozo. · Eliminación del árbol de válvulas e instalación de preventores. · Secuencia operativa especifica de la interven- ción. · Eliminación de preventores e instalación del árbol de válvulas. · Operaciones adicionales (inducción, disparos, re- gistros, tomas de muestras, etcétera). Control del pozo Antes de efectuar cualquier operación dentro del pozo es necesario que se encuentre totalmente bajo control. Para lograrlo, se bombea fluido contra for- mación de una densidad tal que su columna hidrostática genere una presión mayor a la presión del yacimiento. Control de un pozo con circulación Datos requeridos antes del control a) Registros de presión de fondo, que se obtienen del programa de intervención. b) Análisis cromatográficos de los fluidos del pozo (gases, H2 S, CO2 , etcétera). c) Estado mecánico del pozo, condiciones del apa- rejo de producción, capacidades internas de pre- sión de las conexiones superficiales de control. d) Solicitar la certificación de la prueba de conexio- nes superficiales. e) Capacidades de volúmenes y presión del equipo de bombeo que se va a emplear. f) Conocer si el pozo admite, y si es así, con qué presión se controlará el pozo hasta la camisa o se regresarán fluidos contra formación. Se con- sidera que el aparejo de producción está debi- damente enchufado y probado hasta su hermeticidad. De los siguientes datos obtendremos el tipo de flui- do que se ha de emplear, la densidad de control, la presión inicial de circulación, la presión final de cir- culación, la máxima presión permisible durante el control, el volumen necesario de lodo con los már- genes de seguridad necesarios (el volumen del pozo más un 100%).
  • 42. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 42 erosión-corrosión puede causar picaduras, extensi- va demanda de fallas. Metales sujetos a ciclos de tensión desarrollará rom- pimientos por fatiga y esto puede crecer hasta com- pletar la falla. La vida de la fatiga del material siempre será menor en un ambiente corrosivo aún bajo con- diciones corrosivas que presenten pequeñas o muy pocas evidencias de corrosión. Factores que afectan la tasa de corrosión pH.- en presencia de O2 disuelto la tasa de corrosión del acero en el agua es relativamente constante en- tre valores de 4.5 y 9.5 pero se incrementa rápida- mente a valores altos. Temperatura .- en general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con la temperatura. Velocidad.- en general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con altas tasas de velocidad de flujo. Heterogeneidad.- variaciones localizadas en su com- posición o micro estructuras pueden incrementar las tasas de corrosión. El anillo de corrosión que es al- gunas veces encontrado cerca del área de juntas en la tubería que no han sido propiamente tratadas es un ejemplo de corrosión causada por estructuras de material no uniforme. Alta Tensión.- Areas expuestas a las altas tensiones, puede corroerse más rápidamente que áreas de baja tensión. (Los tramos que van justo arriba de los Drill Collars, seguido presentan corrosión, particularmente debido a altas tensiones). Inhibidores de corrosión Los inhibidores de corrosión son utilizados para re- tardar temporalmente el deterioro del metal causado por los agentes corrosivos (O2 , CO2 , H2 S, ácidos, sal- mueras) los inhibidores de corrosión no suspenden la corrosión, pero si la disminuyen considerablemen- te. Las tuberías del pozo generalmente están consti- tuidas de aleaciones, conteniendo Fierro y Carbono como compuestos principales de la aleación. El ata- que sobre el metal se manifiesta en la forma siguien- te: dada la tendencia característica del Fierro metáli- co a donar electrones, se establece que en determi- nados sitios microscópicos de la superficie metálica (sitios Anódicos) el fierro libera electrones dentro de la estructura cristalina del metal, desplazando otros electrones y estableciéndose un flujo de corriente hacia otro sitio microscópico del metal llamado Cátodo. Simultáneamente en los sitios catódicos los hidrógenos iónicos capturan electrones para conver- tirse en hidrógeno monoatómico, éstos a su vez cap- turan electrones para transformarse en hidrógeno molecular gaseoso, en esta forma se produce Fierro iónico que entra en solución e hidrógeno molecular. La corrosión del acero es uniforme en naturaleza, sin embargo por el efecto del inhibidor puede producir- se una corrosión localizada, esto debido a que los inhibidores pueden degradarse o ser insuficiente la película adsorbida. Esto depende de la temperatura, concentración del agente corrosivo, tipo de metal, entre otros factores. La corrosión localizada se mani- fiesta generalmente por cavidades que se forman en la superficie metálica y es mucho más grave que la corrosión uniforme. Inhibidores de corrosión que forman película.- La mayoría de los aditivos para prevenir la corrosión en las salmueras son aditivos de formación de película. Un grupo general es llamado Aminas formadoras de película y pueden contener Aminas primarias, secundarias, terciarias y cuaternarias y son más efec- tivas en salmueras que no contienen ZnBr2. Depen- diendo del tipo de Amina, su estabilidad térmica tie- ne un rango de 137°C. A 204°C. Los inhibidores de corrosión usados en la industria petrolera son prin- cipalmente compuestos de materiales orgánicos, de- bido a su alta eficiencia a la protección corrosiva bajo las condiciones del pozo. Los agentes con actividad superficial caen dentro de tres clasificaciones que son: catiónicas, aniónicos y no iónicos. Los inhibidores catiónicos son en general a base de aminas formadas con uno o más átomos de nitróge- no. En éste estado el nitrógeno tiene un poder de carga positiva y puede ser atraído a una superficie catódica. Los inhibidores aniónicos son atraídos a una superfi- cie anódica y son formados alrededor de un radical del tipo R-COOH. Estos materiales tienen cargas ne- gativas y buscan abandonar sus electrones. Los inhibidores no iónicos consisten de largas cade- 123 visión marina. Están diseñadas para cerrar automá- ticamente el flujo de hidrocarburos a superficie, al ocurrir cualquier siniestro en las conexiones superfi- ciales o en la localización. Este accesorio se instala a +/-150 m bajo el colgador de tubería y se acciona hidráulicamente desde la su- perficie a través de una tubería de alta presión de ¼, flejada al aparejo de producción. La mayoría de las VSC abren totalmente con una presión aproximada de 120 kg/cm2, pero ya en ope- ración, el panel general que acciona todas las válvu- las de los pozos existentes en la plataforma, maneja una presión de 240 kg/cm2 para mantenerlas abier- tas. Al despresionarse el sistema a una presión menor de 85 kg/cm2, la válvula cierra automáticamente. A diferencia de los pozos terrestres, todas las secuen- cias operativas de mantenimiento, tanto mayor como menor en los pozos costaafuera, deben efectuar las siguientes operaciones adicionales, tanto en la recu- peración, como en la instalación de dicha válvula. Instalación de la válvula subsuperficial de control (VSC) 1. Al recibir la VSC en plataforma, probar su apertu- ra y cierre con 350 kg/cm2. 2. Efectuar ajuste definitivo del aparejo. 3. Levantar aparejo e instalar la VSC (ajustar para que quede a +/- 150 m). 4. Instalar la VSC en el aparejo de producción co- nectando el piñón a la caja de la tubería. 5. Conectar la tubería de ¼ a la VSC y probar inter- conexión y apertura con 350 kg/cm2. 6. Meter aparejo de producción con la VSC abierta (tubería de ¼ represionada con 210 kg/cm2). 7. Instalar colgador de tubería al aparejo de produc- ción; cerrar VSC desfogando la presión de la tu- bería de ¼. 8. Interconectar la tubería de ¼ al colgador de tu- bería; probar efectividad de interconexión con 350 kg/cm2. 9. Sentar colgador en el cabezal de producción. 10.Desmantelar preventores y líneas superficiales de control. 11.Instalar y probar medio árbol de válvulas con 350 kg/cm2. 12.Con la bomba hidráulica manual, efectuar prueba al sistemahidráulicoárboldeválvulas-colgadordetube- ría, niple de control y línea de ¼. 13.Conectar la línea de inyección de aceite hidráuli- co del panel general de control de las VSC de la plataforma al medio árbol de válvulas. Figura 49 Válvulas subsuperficiales de control (Cortesía Cías. Ava y Halliburton). Válvula Subsuperficial de Control Tubería de Control de ¼” Cabezal de Producción Colgador de Tubería Línea de Inyección de Aceite Hidráulico Figura 50 Diagrama esquemático de un aparejo de pro- ducción con una válvula subsuperficial de control ins- talada. (Cortesía Cía. Seal Tide).
  • 43. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 43 nas moleculares que contienen oxigeno en sus radi- cales tales como éteres, esteres y aldehídos, sin em- bargo las cargas han sido en gran parte neutraliza- das así que pueden ser atraídos por ambas cargas positivas o negativas (cátodo o ánodo ). Esta acción química puede retardar la corrosión en algunos ca- sos debido a la adsorción física sobre la superficie del metal. Cuando un inhibidor catiónico se aproxi- ma al área catódica éste es atraído con relativa fuer- za y forma una película sobre el metal. El hidrógeno puede también formar una película sobre el cátodo; sin embargo ésta es fácilmente removida por ejem- plo, el nitrógeno contiene adherencia catiónica mu- cho mas fuerte al metal y no es removido por la pura presencia del oxigeno. De ésta manera el proceso de corrosión es detenido hasta que la película sea re- movida por alguna fuerza mayor. Una película es for- mada por el nitrógeno adherida al metal con la par- te expuesta al electrolito. La película es no conduc- tora y las reacciones de corrosión pueden ser retar- dadas por ésta separación de la fase reactiva. Los inhibidores orgánicos aniónicos son atraídos por el ánodo y una película es formada, teniendo su com- portamiento de la misma manera que los inhibidores catiónicos. Los inhibidores aniónicos pueden ser atraí- dos a la superficie del metal sin tener en cuenta sus cargas. El aceite (no iónico) atraído funciona como un recubrimiento primario sobre la superficie del metal. Este tipo de inhibidores hacen más capaz al aceite para extender y mojar la superficie del metal en una forma más eficiente que el aceite solo. Los inhibidores catiónicos y aniónicos también tienen ésta acción; sin embargo los inhibidores no iónicos son formulados con inhibidores iónicos para incremen- tar su efectividad. Inhibidores que eliminan el elemento corrosivo.- Los aditivos que atacan los elementos corrosivos en el fluido empacante son selectivamente dirigidos al O2 libre, bacterias aeróbicas y anaeróbicas. Estos aditi- vos reaccionan químicamente con el O2, CO2 o H2S para producir sales no reactivas o que maten a las bacterias. Estos productos son compatibles con los inhibidores de película y deben ser usados en con- junto con éstos productos químicos para dar formas de protección corrosiva. Medidas para el control de la corrosión de las sal- mueras.- medidor de la velocidad de corrosión de los metales en contacto con fluidos conductores. El medidor de corrosión, es un instrumento portátil que consiste de dos elementos, el cuerpo del instru- mento en sí y una sonda detectora de la corrosión, que provee medidas de la tasa de corrosión directa- mente en milésimas de pulgada por año (mpa) cuan- do es usado en fluidos con conductividad eléctrica tales como: aguas para enfriamiento, salmueras, agua de mar y aguas para sistemas de inyección a pozos petroleros. Una lectura adicional es la medida de la tendencia de la corrosión tipo localizada y sus rangos de lectura mínima y máxima son del orden de 1 a 1000 mpa respectivamente. Cuando la tasa de corrosión de un metal que está en contacto con un líquido corrosivo es alta, el número de átomos de la superficie del metal está siendo cam- biado a su forma iónica, es mayor que la tasa de corrosión mínima del metal. Si un pequeño voltaje es impuesto entre un metal y una solución corrosi- va, resulta una polarización. Una corriente eléctrica fluye sostenida por los iones formados en el proceso de corrosión. Esta corriente se incrementa tanto como la tasa de corrosión se incremente. La medida es rá- pida y sensitiva pero requiere que el fluido sea eléctricamente conductor. En la mayoría de los ca- sos las tasas de corrosión son leídas directamente del instrumento de medición. Coontaminantes mas comunes en los fluidos lim- pios. Fierro (óxido de fierro, hidróxido de fierro y recortes de fierro). El fierro es el contaminante más serio en salmueras pesadas, algunas salmueras o mezclas de salmueras son ligeramente ácidas por naturaleza y pueden disolver el ión fierro. El fierro puede dar un precipitado gelatinoso verde oscuro y puede causar problemas de filtración. El Fe + + algunas veces cam- bia a Fe + + + (precipitados café rojizo oscuro) el cual es más fácil de filtrar por su naturaleza cristali- na. Algunas compañías en filtración utilizan ácido clorhí- drico para mantener el ion fierro en solución y así evitar el taponamiento del medio poroso filtrante. De esta manera filtran la salmuera más fácil y rápida- mente. Usando ácido clorhídrico incrementará la acidez de la salmuera y agrava la situación, en muchos casos dejar la salmuera filtrada en almacenamiento unos 122 n) Instalar y probar el conjunto de preventores y las líneas superficiales. o) Probar cabezal de producción con probador de copas. p) Si el equipo es IH instalar cartabones, rotaria y piso falso. q) Recuperar al 100 % el tapón ciego. r) Continuar con programa operativo. Estimulaciones, fracturamiento e inducciones Después de la terminación, de un mantenimiento mayor o durante el propio desarrollo de la vida pro- ductiva de los pozos, se requiere, por lo general, res- taurar o mejorar las condiciones de flujo del interva- lo productor o inyector. Los medios más utilizados son las estimulaciones y fracturamientos, considera- dos también como mantenimiento menor. Los aspectos más relevantes sobre esta técnica, se detallan en el punto 5 de la sección de termina- ción. Consideraciones generales para la elaboración del programa de mantenimiento a pozos Al planear y desarrollar el programa de mantenimien- to de un pozo se requiere tomar en consideración las siguientes aspectos: a) Objetivo de la intervención. b) Requerimientos básicos de información. c) Secuencia operativa. d) Problemas comunes en el área. e) Tipo de pozo (terrestre o marino). f) Costo de la intervención. Objetivo de la intervención Determinar los alcances de la intervención con base en las características específicas requeridas en el reacondicionamiento del pozo. Requerimientos básicos Al efectuar un programa de intervención de man- tenimiento, el diseñador debe realizar una recopi- lación completa de los antecedentes del pozo y de los datos de tomas de información (registros de producción, toma de muestras, calibraciones), tales como: 1. Estado mecánico. 2. Columna geológica real. 3. Posición estructural con respecto a pozos veci- nos. 4. Perfil de desviaciones. 5. Características de los fluidos: a) Utilizados durante la perforación. b) De control. 6. Presión y temperatura de fondo. 7. Tipo y características de los fluidos producidos. 8. Conexiones superficiales. 9. Intervalos con posibilidades de producción. 10.Antecedentes de perforación. 11.Antecedentes de terminación. 12.Antecedentes de reparaciones. 13.Intervenciones sin equipo. 14.Historia de producción y características de flui- dos producidos. El análisis de la información recabada, junto con el objetivo de la intervención, nos permite contar con un panorama amplio en cuanto a aspectos de la planeación, como tiempo, costo y riesgo: factores importantes en la toma de decisiones. Secuencias operativas Es el conjunto de eventos ordenados secuencial- mente para alcanzar el objetivo planteado en la inter- vención, dentro del marco de seguridad al personal y de protección al medio ambiente y optimizando los recursos existentes para efectuar la intervención en el menor tiempo y costo posibles. Diferencia en secuencia operativa de mantenimiento entre pozos terrestres y costa-afuera Podemos considerar que las secuencias operativas de mantenimiento entre pozos terrestres y marinos son las mismas, a excepción de que los marinos, por norma de seguridad, requieren contar con una vál- vula en sus aparejos de producción subsuperficial de control, también llamada de tormenta. El mane- jo de dicho accesorio requiere de operaciones adi- cionales que finalmente marcan la diferencia. Válvula subsuperficial de control Las Válvulas Subsuperficiales de Control (VSC) son accesorios utilizados, por norma de seguridad, como barreras de control en los pozos costafuera de la di-
  • 44. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 44 días permitirá que el fierro se precipite, adicionar áci- do clorhídrico u otro ácido al medio filtrante no está permitido. El análisis de materiales taponantes del pozo indica- ron que los componentes de fierro y suciedad fue- ron los mayores constituyentes. Aditivos del lodo que constituyen los materiales taponantes: Bentonita, barita, ilmenita, carbonato de fierro, polímeros, carbonato de calcio, asfaltos, ceras, etc. Materiales para pérdidas de circulación que causan taponamientos: Arena, arcillas, calizas, dolomítas anhidritas, yeso, sales, lignitos, oxido de fierro, carbonato de fierro, mica, pirita, etc. Aceites crudos que causan taponamientos: Por su contenido de asfalténos y parafínas. Plancton y bacterias de agua de mar o laguna que causan taponamiento. Por herramientas en el fondo del agujero y que cau- san taponamiento. Recubrimiento de tubería o herramientas y recortes de fierro. Un procedimiento de desplazamiento, debe de ir siempre acompañado de la remoción y suciedad de pozo y equipo superficial. Para evitar la contamina- ción de las salmueras limpias y filtradas con los flui- dos de perforación o empacadores deberá utilizarse espaciadores adecuados compatibles con la salmue- ra, también deberán ser limpiados los equipos de presión y vacío, presas, válvulas, tuberías y mante- ner su limpieza mientras dure la operación. VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL El desplazamiento es el punto más importante, ya que del éxito de este dependerán los tiempos y cos- tos por lavado y filtración de los fluidos limpios. Objetivo del desplazamiento El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control por agua dulce y/o éste por fluidos limpios es con la finalidad de efectuar la remoción del fluido, enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. De igual manera al llevarse a cabo este des- plazamiento de fluido de control, es necesario man- tener la integridad y naturaleza del mismo, y que este sea desalojado lo más completo y homogéneo que sea posible y así reducir los tiempos por filtración y los costos operativos por un mayor tiempo de circu- lación al ser desalojado el fluido a la superficie. Para lo anterior deben utilizarse fluidos con características físico-químicas tales que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hacia la superficie del pozo. Es muy importante determinar el tipo de enjarre y/o los con- taminantes que se van a remover, para diseñar los fluidos con las propiedades adecuadas para efectuar el programa de desplazamiento del fluido de control. 3.8.2 Factores que intervienen en un desplazamiento Existen varios factores que pueden afectar el progra- ma de desplazamiento y deben ser considerados pre- viamente: Geometría del pozo y condiciones del equipo de superficie. a).- Condiciones de temperatura y presión del pozo. La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de control dentro del pozo, aunque éste será desplazado es necesario considerar la forma como pudiera afectar este factor a los fluidos diseña- dos para circulase dentro del pozo. La presión pue- de incidir drásticamente en el equilibrio de presio- nes, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluidos. b).- Diseño de las tuberías. Las tuberías tanto de producción y de revestimiento ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción influyen en el gasto o volu- 121 d) Mantener el contrapozo limpio de fluidos infla- mables. Procedimiento operativo 1.- Cuando por alguna razón, uno de los yugos esté dañado, la presión pase por alguno de ellos o no se pueda retraer, se procederá a la reparación o cam- bio del mismo. El procedimiento es el siguiente: a) Verificar que no haya presión entrampada entre el cabezal y el bonete. Utilizar la herramienta ade- cuada para activar la válvula de contrapresión, si- tuado en la brida del cabezal. b) Una vez despresionado, se procede a extraer el yugo, sacando 100% también la contra -tuerca c) Al recuperar el yugo verificar que: C.1. La rosca interior donde se alojó el yugo esté limpia y en condiciones. C.2. No tenga empaques alojados en su interior. 2.- Si se requiere cambiar el yugo: a) Colocarle empaques nuevos de tipo grafitado y metálico. b) Introducir el yugo empacado en la rosca interior del orificio del cabezal hasta hacerlo llegar al inte- rior del cabezal; posteriormente volverlos a retraer. c) Instalar contra -tuerca al yugo. Ejemplo 10: Por último se muestra el procedimiento para un cam- bio de cabezal de producción por daño (sellos se- cundarios en malas condiciones, pistas de anillo metálico dañadas, tazón dañado). Consideraciones previas a la operación: a) Efectuar reunión de trabajo y seguridad. b) Contar con el apoyo del Departamento de Seguri- dad y Protección Ambiental para verificar presen- cia de gas, y protección al equipo. c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos infla- mables y viscosos. d) Que el área de trabajo esté libre de herramientas o accesorios que no se vayan a utilizar. e) Contar con todas las herramientas y accesorios que se van a usar y verificar que todo sea com- patible en cuanto a marca, tipo, libraje, y diá- metros. Procedimiento operativo 1.- Con pozo controlado y sin tubería dentro. a) Introducir tapón ciego recuperable (de acuerdo con el diámetro y libraje de la ultima TR que se tenga) a +/- 1000 metros. b) Anclar y probar hermeticidad con 1000 psia. c) Desmantelar piso falso, mesa rotaria y cartabones. d) Colgar 2 estrobos de acero de 1 x 15 metros cada uno en polea viajera. e) Desmantelar conjunto de preventores y líneas su- perficiales. f) Eliminar 100% los birlos y el cabezal de produc- ción. g) Revisarylimpiarpistasdesellodelsiguientecabezal. h) Revisar traslape de TR (tazón del cabezal, bisel, golpes, corte recto). De ser necesario, eliminar con una lima raspaduras o imperfecciones en el traslape de TR, que puedan dañar los sellos se- cundarios del nuevo cabezal de producción. i) Instalar anillo nuevo y bajar lentamente el cabezal hasta sentarlo en el cabezal inferior cuidando que al entrar al traslape de la TR entre uniforme en el área de los sellos del cabezal. j) Apretar los birlos (de 4 en 4 y en forma de cruz) del cabezal con válvulas instaladas. k) Probar hermeticidad de los sellos secundarios y el anillo por el orificio de prueba. l) Si la prueba es satisfactoria, desmantelar las ma- niobras de los estrobos. m)Instalar las válvulas laterales del cabezal, previa revisión de la pista de sellos. 8‚ythq‚…ÃqrÃUˆir…th `ˆt‚†ÃPƒ…r†‚…r† IvƒyrÃ8‚ythq‚… Hrqv‚ÃÈ…i‚yÃqrÃWiy‰ˆyh† Figura 48. Cabezal de producción de un pozo pro- ductor terrestre (Cortesía Cía. Cameron)
  • 45. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 45 men por bombearse al pozo y afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que lleven éstas será diseñado el programa para des- plazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la ca- misa y esto influirá mas que si tuviéramos una tube- ría franca, por lo que es necesario conocer previa- mente las tuberías a través de las cuales se llevará cabo el lavado del pozo, y diseñar el programa más adecuado al mismo. c).- Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie. Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida y puede ocasionar problemas para tener una limpieza totalmente efectiva. d).- El tipo de fluido de control que se tenga en el pozo. Este es el factor más primordial, ya que dependien- do de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densi- dad y viscosidad, considerando que mientras éstas propiedades sean mayores existirá una mayor dife- rencia de presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. e).- La efectividad del programa de desplazamiento. No debe sobrepasar las condiciones de que se dis- ponga en superficie. Es necesario primero verificar que se tengan todos los materiales y equipos pro- gramados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseñado para ello. Productos quimicos programados en el desplaza- miento Que la función de los productos químicos no se cum- pla por fallas de calidad de los mismos. Estar prepa- rados para tener productos químicos alternos para rediseñar en corto tiempo un programa de limpieza igualmente efectivo, o que realice la función que los otros productos no cumplieron. Se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los lodos utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y des- plazamiento efectivos del fluido de control hacia la superficie sin contaminación. Formas de desplazamientos Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmue- ra libre de sólidos o la combinación de ambos: Circulación Inversa Circulación Directa La selección del procedimiento más adecuado de- pende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión , así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimien- to que se tengan, de los resultados obtenidos de lo registros de cementación en la zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulación inversa Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculado, ésta circulación es más factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un maduro espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así mis- mo pueden utilizarse regímenes de bombeo más ele- vados con flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permi- tirá desplazamientos más efectivos y libres de conta- minantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como re- sultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración. 120 Procedimiento operativo 1. Si el colgador de tubería de producción no despe- ga del cabezal: a) Verificar que los yugos del cabezal estén retraídos en un 100%. b) Tensionar el aparejo de producción lo máximo permisible, de acuerdo con la resistencia a la ten- sión de la tubería de producción. c) Si el pozo lo permite, represionar por espacio anu- lar para ejercer una fuerza adicional a la tensión. d) Colocar sobre la bola colgadora algún solvente (diesel, aflojatodo). e) Llamar al técnico del fabricante. 2. Si no se logró recuperar el colgador: a) Preparar un nuevo cabezal similar al instalado. b) Si el pozo no tiene circulación, colocar tapón de sal y probarlo con 70 kg/cm2. c) Si el pozo tiene circulación, circular un tiempo de atraso. d) Observar que el pozo esté debidamente controla- do. 3. Si se tiene instalado un equipo convencional de mantenimiento. a) Levantar el aparejo de producción y sentarlo en cuñas sobre rotaria. b) Eliminar la válvula de contrapresión tipo H. c) Quitar el seguro de la mesa rotaria. d) Girar la sarta a la izquierda para desconectar lo más cerca posible al niple colgador. e) Eliminar todos los birlos que enlazan el cabezal de producción con el siguiente cabezal. f) Eliminar el conjunto de preventores. g) Levantar el cabezal con la bola colgadora junto con la TP que se desconectó, hasta que salga el siguiente cople. h) Revisar condiciones del anillo sellador y pistas del siguiente cabezal. i) Sentar en cuñas de plato el aparejo de produc- ción sobre el cabezal siguiente, cuidando que no se dañe el traslape de la TR. j) Desconectar el tramo superior junto con el cople siguiente. k) Con una doble maniobra al block, colgar el nuevo cabezal. l) En un tramo de tubería de producción conectar el niple colgador, e instalarle la válvula de contrapre- sión tipo H y el anillo sellador. m)Conectarse con el aparejo de producción a través del cabezal colgado. n) Levantar el aparejo para eliminar las cuñas de plato. o) Sentar el nuevo cabezal y apretarlo. p) Ajustar e instalar el colgador de tubería. q) Sentar la bola colgadora y el niple colgador sobre cabezal de producción. r) Reinstalar el conjunto de preventores y las conexio- nes superficiales. s) Probar el cabezal, el conjunto de preventores y las líneas superficiales. Ejemplo 9: Cambio de yugos dañados en el cabezal de producción Consideraciones previas a la operación: a) Efectuar una reunión técnica. b) Contar con personal de Seguridad y Protección Ambiental. c) Involucrar al personal técnico de la compañía. Figura 46 Cabezal de producción (Cortesía Cía. Cameron). `ˆt‚†ÃPƒ…r†‚…r† Thyvqh†ÃGh‡r…hyr† Tryy‚†ÃTrpˆqh…v‚† Colgador de tubería Cabezal de Producción Medio Árbol de Válvulas Línea de 1/4” de la VSC Línea de Control de la VSC Figura 47 Conexiones superficiales de un pozo pro- ductor marino (Cortesía de la Cía. Cameron). o l s
  • 46. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 46 Circulación directa Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a despla- zarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de circulación directa, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua so- bre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en al- gunos casos no se dará el régimen turbulento nece- sario para garantizar que el pozo esté totalmente lim- pio de contaminantes. Así mismo serán necesarios mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al ma- yor tiempo de circulación y por consiguiente un cos- to más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de co- lapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés. Recomendaciones previas al lavado del pozo Previo al desplazamiento del fluido de control ya sea base agua o base aceite por el diseño de espaciadores y lavadores químicos, es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas del equi- po: 1.- En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los escariadores ade- cuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remo- ver los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías. En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo. 2.- establecer la circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible en forma directa. 3.- Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo previo al desplazamiento del mis- mo, por lo que sus propiedades necesitan ser consi- deradas desde el desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de esta ma- nera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes con- sideraciones: a).- Efectuar la circulación del fluido del pozo ha- cia los equipos disponibles de eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contami- nantes grandes, y de ser posibles hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado este al salir ya libre de sedimentos y agentes contami- nantes. b).- Reducir a valores mínimos permisibles la vis- cosidad plástica y el punto de cedencia, para asegurar la movilidad del fluido en los espa- cios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c).- Evitar en esta etapa los espaciadores o píldo- ras viscosas. 4.- La tubería necesita ser reciprocada y si las herra- mientas lo permiten girarse antes y durante el des- plazamiento para romper geles o bolsas estaciona- rias de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas viscosidades. 5.- Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitirá incre- mentar la remoción del fluido de control. 6.- Efectuar viaje corto con los escariadores o con la tubería que se lleve hasta la boca de la tubería de revestimiento corta ( boca liner ) o levantarse aproxi- madamente 300 mts. , y volver a bajar a la profundi- dad programada y seguir circulando el fluido filtra- do. Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en el extremo auxilien en la limpieza de se- 119 6. Tener con anillos selladores compatibles. 7. De ser necesario, tener un lubricador para insertar tapones en el orificio lateral del cabezal de pro- ducción, revisado y probado (taper machine). Procedimiento operativo 1.- Si la válvula(s) no abre (n) se podrán reparar o cambiar utilizando un lubricador o herramienta para perforar la compuerta. 1.1- Verificar el funcionamiento interno del mecanis- mo de la válvula. 1.2- Operar hasta abrir o cerrar la válvula. · Si el volante de la válvula no gira se procede a cambiar rodamientos dañados. · Si el volante de la válvula gira: a) El perno del vástago está roto, entonces cambiar el perno. Procedimiento para cambiar el perno de corte del vástago o rodamiento. Esta operación puede efectuarse mientras la válvula esté bajo presión en la línea: 1. Afloje la cachucha de rodamientos con una llave Stilson 24. Tenga cuidado de que gire libremente, y elimine la cachucha. 2. Con un punzón quite el perno del adaptador. Ase- gúrese de que el adaptador no esté dañado. 3. Elimine el adaptador del vástago (revisar condi- ciones). 4. Extraiga los dos juegos de pistas y rodamientos del adaptador del vástago. Para la instalación de nuevos rodamientos: 5. Lubrique los nuevos rodamientos y pistas. Colo- que cada rodamiento entre un par de pistas. Cui- de que estén completamente limpias. 6. Limpie y lubrique el adaptador. 7. Instale un juego de rodamiento y pistas en el lado inferior del adaptador y otro juego en el superior. 8. Inserte el adaptador del vástago sobre el extremo del vástago y alinee el orificio para el perno del adaptador con el vástago. 9. Con un punzón, empuje el perno asegurándose que no sobresalga del hombro del adaptador; ten- ga precaución de no golpear los rodamientos, las pistas, o el adaptador del vástago. 10. Reemplace el anillo o del adaptador si es nece- sario. 11. Inspeccione la cachucha para asegurarse que nin- guna pista se haya quedado pegada con la grasa en el interior. 12. Limpie la cachucha y lubrique la rosca. 13. Instálela con una llave Stilson 24. 14. Gire el adaptador, en contra de las manecillas del reloj, para asegurarse que la compuerta está des- pegada del fondo del cuerpo; esto confirmará que el hombro de respaldo del vástago ya no está en contacto con el hombro del bonete. 15. Inyecte grasa por la cachucha hasta que el exce- so salga a través del orificio de alivio. 16. Opere la válvula para abrir y cerrar. 17. Si por alguna razón no se repara la válvula y se decide reemplazarla, se debe considerar lo siguiente: 17.1 Desfogue lentamente la presión de la TR por la otra rama del cabezal de producción. 17.2 Si la válvula dañada está instalada inmediata- mente al cabezal y está abierta, instale en la brida de la válvula exterior un lubricador para insertar un tapón en la rosca del cabezal, y po- der efectuar el cambio de válvula. 17.3 Seleccione previamente el tapón que va a usar considerando el diámetro de la válvula que se reemplazará. NOTA: El anillo o del adaptador puede permitir la instalación del rodamiento y pistas superiores. Existen otras operaciones de mantenimiento correc- tivo que implican mayor riesgo. En éstas se utilizan más barreras de control como el cambio de cabezal o del árbol de válvulas, para evitar un siniestro. Ejemplo 8: A continuación se muestra una secuencia para cam- bio de cabezal de producción. Consideraciones previas a la operación: a) Efectuar una reunión de trabajo. b) Contar con personal de seguridad y protección ambiental. c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos infla- mables, accesorios y herramientas.
  • 47. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 47 dimentos y remoción de residuos que se hubiesen quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento. Este movimiento de tubería permite elevar la eficien- cia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bom- beo. 7.- Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores químicos y por el flui- do final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circu- lados a gastos máximos de bombeo. La condición de flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejora la eficiencia de un desplaza- miento. 8.- Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es necesario considerar el volu- men por remover en el lavado del pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalo- jar sea poco, el diseño puede ser ajustado por me- nores cantidades y evitar excesos en los costos de estos servicios. 9.- En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efec- tuar un análisis del costo beneficio con la finalidad de evitar dispendios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica. Espaciadores y lavadores químicos Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluidos de control ya sea base agua o aceite, utili- zan espaciadores y lavadores químicos , con la fina- lidad de evitar incompatibilidad de fluidos, proble- mas de contaminación, limpieza del pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programa- dos deberán ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscosos que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 metros de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su efi- ciencia. Para fluidos base aceite, su principal contac- to como espaciador debe ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos pro- ductos de las compañías de servicios los cuales pue- den ser utilizados como espaciadores, píldoras o ba- ches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solven- tes, para una activa remoción de contaminantes or- gánicos e inorgánicos. Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares, normal- mente su densidad es cercana al agua dulce. En al- gunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza. En todos los casos, deberán efectuarse los trabajos programados de manera continua y sin interrupcio- nes, evitando retrasos de tiempo y problemas críti- cos al efectuar el desplazamiento por este tipo de productos químicos. Fluidos empacantes La utilización de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminación del pozo y el motivo por el cual se diseñan para ser colocados en los espacios anulares entre las tuberías de producción y las tube- rías de revestimiento es, para que estas tuberías se protejan adecuadamente de los efectos de la corro- sión, y que faciliten la recuperación de los aparejos de producción, ya que uno de los principales pro- blemas al tratar de sacar estas tuberías de produc- ción es la pegadura excesiva de los sellos multi-v en el cuerpo del empacador, lo cual ha originado en muchas ocasiones operaciones subsecuentes de pesca para recuperación total de las sartas causan- do costos excesivos al alargarse los tiempos de inter- vención de los pozos. Esta selladura es provocada por problemas de co- rrosión, así como depósito de materiales orgánicos e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros. Este tipo de fluidos se emplean también para mante- ner una presión hidrostática en la parte externa de las tuberías de producción y así evitar alguna falla por colapso de las tuberías de revestimiento en algu- nas áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se 118 e) Meter nuevo aparejo de producción. Realizar la misma secuencia operativa que una terminación (si se obturó el intervalo productor efectuar su limpieza con la unidad de tubería flexible). Mantenimiento a conexiones superficiales Los lineamientos en seguridad y protección ambien- tal exigen que los pozos cuenten con conexiones superficiales en óptimas condiciones. Sin embargo, con la operación y el paso del tiempo se van deteriorando, así es que requieren, de entra- da, mantenimiento preventivo, hasta llegar al man- tenimiento correctivo que se da cuando se sustituye el accesorio o elemento. Esta labor también se clasifica como mantenimiento menor y puede efectuarse de acuerdo con el riesgo y necesidades implícitas en la operación. Se debe utili- zar equipo convencional o herramientas especiales. Estas operaciones incluyen, principalmente, cambio de cabezal, de medio árbol de válvulas, de válvulas, de yugos opresores, de colgador de tubería y de anillos metálicos. A continuación se muestran varios ejemplos de man- tenimiento a conexiones superficiales. Ejemplo 7: Cambio de válvula del cabezal por la siguiente pro- blemática: · La válvula no abre o cierra (no funciona el meca- nismo). · El maneral gira sin abrir la válvula (perno roto). Objetivo: Cambiar las válvulas del cabezal para man- tenerlas en óptimas condiciones de operación, y ase- gurar el control del pozo por espacio anular. Consideraciones previas a la operación 1. Efectuar una reunión de trabajo acerca de la ope- ración que se va a realizar. 2. Contar con el apoyo del Departamento de Seguri- dad y Protección Ambiental. 3. Verificar que el contrapozo esté limpio y no tenga fluidos inflamables ni viscosos. 4. Tener válvulas compatibles en diámetros y libraje. Revisar sus pistas de sellos y probar su presión de prueba. 5. Contar con las herramientas necesarias para el cambio de las válvulas. Figura 44 Mantenimiento a conexiones superficiales. Sello Figura 45 Válvula mecánica de árbol de producción o laterales de cabezal
  • 48. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 48 debe tener una correcta manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes contami- nantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, los cuales reducirían la eficiencia de estos produc- tos. Por lo anterior es necesario establecer un proce- dimiento adecuado para diseñar los fluidos empacantes y que éstos cumplan eficazmente la fun- ción para lo cual fueron seleccionados. Propiedades que deben tener los fluidos empacantes Es necesario determinar las propiedades más ade- cuadas para diseñar los fluidos empacantes, y estas deben ser las siguientes: 1.- Estable a condiciones de temperatura y presión. 2.- No ser corrosivo. 3.- Que evite la formación de bacterias. 4.- Que esté libre de sólidos indeseables. 5.- Que no cause daños a las formaciones producto- ras. 6.- Que no dañe el medio ambiente. 7.- Que facilite la recuperación de los aparejos de producción. Tipos de fluidos empacantes Los fluidos empacantes se pueden preparar en base agua y base aceite. Los base aceite presentan una mayor estabilidad que los preparados con agua. Lo anterior debido a la naturaleza del aceite diesel ya que se trata de un solvente no polar, ya que los base agua por su naturaleza química requieren el empleo de agentes químicos especiales como son los inhibidores de corrosión, alcalinizantes, secuestrantes de gases, así como algunos bactericidas y viscosificantes como complemento y cumplir su fun- ción como fluido empacante de manera eficiente. Se pueden clasificar en base aceite y base agua y son los siguientes: Base Aceite: a).- Emulsiones libres de sólidos, con densidad de 0.84 a 0.94 gr./cc. b).- Diesel o aceite estabilizado deshidratado con densidad de 0.84 gr/cc. Base Agua: a).- Agua tratada densidad i.0 gr./cc. b).- Salmuera sódica, densidad 1.03 a 1.19 gr./cc. c).- Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr./ cc. d).- Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: CaCl2-CaBr2-ZnBr2, que varía su densidad des- de 1.31 hasta 2.30 gr./cc. Una de las principales ventajas de loa fluidos empacantes base agua, es que no dañan el medio ambiente y son de menor costo, por lo que en la actualidad son los que tienen una mayor demanda. Requerimientos del agua utilizada para preparar flui- dos empacantes Para el diseño y preparación de un fluido empacante base agua, se debe cuidar la calidad del agua que se va a utilizar, para evitar problemas dentro del pozo que pudieran alterar la eficiencia del mismo, por lo que tienen que cumplir con los limites de calidad permisibles siguientes: PROPIEDADES Mg/L Sólidos totales disueltos 100 Sólidos en suspensión 0-100 Dureza de Calcio ( CaCO3 ) 40 Dureza de magnesio 40 Alcalinidad Total 200 Cloruros 412 Sulfatos ( Na2SO4 ) 200 Fosfatos Totales solubles ( PO4 ) 0.1 Cromatos ( CrO4 ) 0.05 Fierro Total ( Fe ) 0.30 pH 7-9 El análisis de agua es de suma importancia en la pre- paración de los fluidos empacantes, ya que el agua dulce por su gran habilidad para disolver en gran número de compuestos inorgánicos si no se tiene un control estricto de los iones en solución, pueden vol- ver a reaccionar formando precipitados insolubles dentro del pozo con los consecuentes problemas en la recuperación de los aparejos de producción. En el agua de origen natural encontramos una gran varie- dad de sólidos disueltos, así como sólidos en sus- pensión, y a esto se debe: la turbidez, el olor, el color y el sabor, estas características dependen del lugar de donde se tome el agua, por lo que en estos casos se debe utilizar un tratamiento previo a este tipo de agua para ser utilizada en la preparación de fluidos empacantes. Los sólidos disueltos y los sólidos en suspensión nos indican la cantidad de impurezas di- sueltas en el agua y que son perjudiciales en el agua, 117 (67$'2 0($1,2 N-80, 77/72 # $À à À K-55, 94 # $À $$À ´ N-80/TAC-110, 53.5 # ´ L-80, 47# $#À A G V D9 P ÃA 6 Q Y à ' % Ñ Ã' A G V D9 P ÃA 6 Q Y à ' % Ñ Ã' W6GWÃUU6Ã#à !´Ã$HÃÃ5Ãà $ÀÃW6GWÃUU6Ã#à !´Ã$HÃÃ5Ãà $Àà 6S7PGÃ9@ÃW6GWVG6T)6S7PGÃ9@ÃW6GWVG6T) !Ã6S7PGÃW6GWTÃà ´Ã‘Ã#à !´Ã$HÃ!Ã6S7PGÃW6GWTÃà ´Ã‘Ã#à !´Ã$Hà 867@a6GÃQSP9Ãà Ã$'´Ã‘à ´Ã$HÃ867@a6GÃQSP9Ãà Ã$'´Ã‘à ´Ã$Hà 86SS@U@Ã867@a6GÃADQÃ!Ã#´ÃHÑà Ã$'´Ã$HÃ86SS@U@Ã867@a6GÃADQÃ!Ã#´ÃHÑà Ã$'´Ã$Hà 7SD96Ã9ÃT@GGPÃADQÃ!Ã#´ÃHÑà Ã'´Ã7SD96Ã9ÃT@GGPÃADQÃ!Ã#´ÃHÑà Ã'´Ã 867ÃTPG967G@ÃADQÃ!Ã#´ÃH867ÃTPG967G@ÃADQÃ!Ã#´ÃH $ À7GÃô ÁÁÃQ@S9D96ÃQ6S8D6GÃÃÃ5ÃÃÃQ@S9D96ÃQ6S8D6GÃÃÃ5ÃÃ#% À#% À QUÃ2ÃÃ#$$'À9ÃQUÃ2ÃÃ#$$'À9ÃÃ#!ÀWÃ#!ÀW N-80, 29 # '!À ƒÃDIU@SW6GPÃFD)ƒÃDIU@SW6GPÃFD) !ƒÃDIU@SW6GPÃFHFD)!ƒÃDIU@SW6GPÃFHFD) ƒÃDIU@SW6GPÃFT)ƒÃDIU@SW6GPÃFT) %' ÃH9Ã# #'ÃHW%' ÃH9Ã# #'ÃHW %%$ÃH9Ã$%ÃHW%%$ÃH9Ã$%ÃHW $$!!À9Ã!%(!'ÀW$$!!À9Ã!%(!'ÀW 6QÃQSP9V88DPI)6QÃQSP9V88DPI) #à !´ÃÃ$à !´Ãà È#à !´ÃÃ$à !´ÃÃ È P-110, 18 # Ã#$!À 7ÃGÃ$´7ÃGÃ$´ Ã#$ÀÃ#$À S@UÃ8HUPÃQ6S6ÃUSôÃ!(ÃG7QÃÃ5ÃÃÃ##$ÀS@UÃ8HUPÃQ6S6ÃUSôÃ!(ÃG7QÃÃ5ÃÃÃ##$À #ƒÃDIU@SW6GPÃ7Q)#ƒÃDIU@SW6GPÃ7Q) # ÃÃ#!$À9# ÃÃ#!$À9 @HQÃS@8VQÃ(Ã$'´Ã$$ÃG7QÃÃ5ÃÃà $À@HQÃS@8VQÃ(Ã$'´Ã$$ÃG7QÃÃ5ÃÃà $À Ã#$$!À 6IPH6GD6Ã6à ÃHUT Figura 43 Estado mecánico de un pozo con anomalía en el espacio anular. ´ ´ ´ ´ ‘ ´ ´ ´ ´
  • 49. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 49 además de aumentar su índice de turbidez. Las sales compuestas por las mezclas de bromuros y cloruros no son comúnmente utilizables por su alto costo y elevada toxicidad, así como los problemas inheren- tes a su manipulación en el campo, por lo que su empleo como fluidos empacantes está restringido en la actualidad, aunado a que las normas ecológicas para estos tipos de fluidos son muy estrictas. Normalmente en la actualidad, el agua utilizada para la preparación en el campo de los fluidos empacantes es agua tratada de alguna de las baterías de la em- presa, la cual tiene que ser monitoreada para garan- tizar que cumple con los requerimientos de calidad y sus propiedades físico-químicas son las optimas. IX. DISEÑO DE DISPAROS Durante la etapa de terminación de los pozos el dis- paro de producción es la fase más importante, ya que permite establecer comunicación de los fluidos entre el cuerpo productor y la tubería de revestimien- to, ya que un disparo bien diseñado posibilitará el flujo de los hidrocarburos en forma eficiente. La ope- ración de disparo no es una técnica aislada, debien- do prestarle atención particular en la selección del diámetro de la tubería de producción, ya que este condicionará el diámetro exterior de las pistolas y las cuales tendrán mayor o menor penetración de acuer- do a su diámetro. El grado de la tubería de revestimiento, densidad del disparo, tipo de formación, humedad y temperatu- ra, son algunos de los factores que pueden afectar el resultado de los disparos. Teoría del Disparo La investigación desarrollada por Exxon descubrió la trascendencia de él taponamiento de los disparos con lodo ó con residuos de las cargas preformadas, disparar con una presión diferencial hacia el fondo del pozo y el efecto de la resistencia a la compresión de la formación sobre el tamaño del agujero de los disparos y su penetración. Este trabajo condujo al desarrollo de cargas preformadas no obturantes; de pistolas disparables a través de la tubería de produc- ción y de la norma API RP-43 para evaluar los dispa- ros bajo condiciones de flujo simuladas en el pozo. El desarrollo de pistolas a chorro efectivas, ha mejo- rado la penetración cuando se presentan formacio- nes y cemento de alta resistencia a la compresión y/ o tuberías de revestimiento de alta resistencia con espesor grueso. Aunque existe la Tecnología para asegurar buenos disparos en la mayoría de los pozos, en muchas áreas regularmente se tiende a obtener disparos deficien- tes principalmente por un desconocimiento de los requerimientos para disparar óptimamente, el con- trol inadecuado del claro, particularmente cuando se corren las pistolas a través de la tubería de pro- ducción y la practica generalizada de preferir realizar los disparos en función de su precio en lugar de su calidad. Tipos de Disparo Disparos de Bala Las pistolas de bala de 3 ½ de diámetro o mayores se utilizan en formaciones con resistencia a la com- presión inferior a 6000 lb/pg2, los disparos con bala de 3 ¼ o tamaño mayor, pueden proporcionar una penetración mayor que muchas pistolas a chorro en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 2000 lb/pg2. La velocidad de la bala en el cañón es aproximadamente de 3300 pies/seg. Y pierde veloci- dad y energía cuando el claro excede de 0.5 pg y la pérdida en la penetración con un claro de 1 pg. Es aproximadamente el 25% de la penetración con un claro de 0.5 pg y con un claro de 2 pg la pérdida es de 30%.. Las pistolas a bala pueden diseñarse para disparar selectiva o simultáneamente. Disparos a Chorro El proceso de disparar a chorro consiste en que un denotador eléctrico inicia una reacción en cadena que detona sucesivamente el cordón explosivo, la carga intensificada de alta velocidad y finalmente el explosivo principal, la alta presión generada por el explosivo origina el flujo del recubrimiento metálico separando sus capas interna y externa. El incremen- to continuo de la presión sobre el recubrimiento pro- voca la expulsión de un haz o chorro de partículas finas, en forma de aguja, a una velocidad aproxima- da de 20,000 pies/seg. con una presión estimada de 5 millones de lb/pg2. Debido a la sensibilidad del proceso de disparo a cho- rro, por la casi perfecta secuencia de eventos que 116 Solución: 1. Controlar el pozo regresando fluidos a formación (si existe pérdida, obturar con un tapón de sal o de carbonato de calcio pues se requerirá circular) 2. Instalar válvula de contrapresión tipo H. 3. Probar hermeticidad del sello anular del colgador de tubería. 4. Desfogar presión del espacio anular. 5. Desmantelar medio árbol y conexiones superficia- les de control. 6. Instalar y probar preventores. 7. Levantar aparejo de producción hasta desenchu- far las unidades de sello de empacador. 8. Circular fluido de control en directo hasta llenar pozo. 9. Recuperar aparejo de producción. Existen dos alternativas para reparar la anomalía: 1. Prolongar y cementar la tubería de revestimiento de 7 hasta cubrir la anomalía. a) Con tubería de trabajo y molino cónico para tubería de revestimiento de 9 5/8 conformar la anomalía. b) Con tubería de trabajo y za- pata para empacador 9 5/8, moler sistema de anclaje de empacador. c) Con pescante de agarre in- terno recuperar restos de empacador. d) Con molino cónico para tu- bería de revestimiento de 7 conformar o rimar camisa soltadora (C-2). e) Con tubería de trabajo y niple efectuar viaje de limpie- za hasta la profundidad in- terior. f) Meter y cementar prolonga- ción de tubería de revesti- miento de 7 con una nueva boca de tubería 50 m arriba de la zona de riesgo. g) Calibrar tubería de revesti- miento de acuerdo con el diámetro del empacador que se va a instalar. NOTA: Según los requerimientos de producción se podrá instalar un empacador de 7 a la profundidad del antiguo empacador o uno de 9 5/8 arriba de la nueva boca de tubería. 2. Conformar y recementar la anomalía. a) Con tubería de trabajo y molino cónico para tube- ría de revestimiento de 9 5/8 conformar la ano- malía. b) Efectuar recementación de anomalía con empacador recuperable o retenedor de cemento. c) Con molino para tubería de revestimiento 9 5/8 rebajar y probar la recementación con una pre- sión del 60% de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento (este valor depen- derá de las condiciones de la tubería y del mismo pozo). d) Calibrar tubería de revestimiento con el diámetro adecuado para correr el empacador de produc- ción 9 5/8. A) Tubería de revestimiento colapsada B) Corrección de anomalía con recementación . C) Corrección de anomalía prolongando la tubería de revestimiento. Figura 42 Anomalía y corrección de tuberías de revestimiento.
  • 50. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 50 siguen al disparo del detonador hasta la formación del chorro, cualquier falla en el sistema puede cau- sar un funcionamiento deficiente, lo cual puede ge- nerar un tamaño irregular o inadecuado del agujero, una pobre penetración o posiblemente ningún dis- paro. Alguna de las causas del mal funcionamiento son: corriente o voltaje insuficiente al detonador; un detonador defectuoso o de baja calidad; un cordón explosivo aplastado o torcido; el explosivo principal de baja calidad o pobremente empacado o el recu- brimiento colocado incorrectamente o sin hacer con- tacto efectivo con el explosivo. El agua o la hume- dad en las pistolas, el cordón explosivo o las cargas, pueden provocar un mal funcionamiento o una de- tonación de baja orden. Los disparos a chorro convencionales a través de tubería de revestimiento son las pistolas recupera- bles con un tubo de acero, normalmente propor- cionan una penetración adecuada, sin dañar la tubería de revestimiento. Existen pistolas a chorro para correrse a través de la tubería de producción, incluyendo pistolas encapsuladas o sea las desintegrables o de rosario, pistolas con cargas giratorias, con cargas soportadas en alambre y con cargadores tubulares y pistolas con cargadores de pared delgada o desechable, la ventaja que pre- sentan es que su posibilidad de correrse y recupe- rarse a través de la tubería de producción y de dispararse con una presión diferencial hacia el pozo. Las pistolas desechables o desintegrables con cargador hueco de pared delgada, evitan el resquebrajamiento de la tubería de revestimiento y la mayor parte de los residuos que se dejan den- tro de ella, también eliminan el problema del claro si la pistola es colocada apropiadamente, pero se sacrifica algo de penetración. Pistolas Hidráulicas. Una acción cortante se obtiene lanzando a chorro un fluido cargado de arena, a través de un orificio, contra la tubería de revestimiento. La penetración se reduce grandemente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta de 0 a 300 lb/pg2. La pene- tración puede incrementarse apreciablemente adi- cionando nitrógeno a la corriente del fluido. Cortadores Mecánicos. Se han usado cuchillas y herramientas de molienda para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fon- do del pozo con la formación. Para controlar la pro- ducción de arena en algunas áreas se emplea como procedimiento estándar la apertura de una ventana en la tubería de revestimiento, el escariamiento y el empacamiento con grava. La evaluación del comportamiento de las pistolas, antes de 1952 todas las evaluaciones de las pistolas se efectuaban escencialmente mediante pruebas en el fondo de los pozos, o en pruebas superficiales a presión y temperatura atmosférica en tuberías de re- vestimiento cementadas dentro de tambores de ace- ro. Las pruebas comparativas en el fondo del pozo eran generalmente imprácticas, debido a la dificultad en controlar las condiciones del pozo y del yacimien- to. Las pruebas superficiales a presión atmosférica pro- porcionaban resultados erróneos por varias razones. El recubrimiento metálico fundido de las cargas preformadas que tapona un disparo en el fondo del pozo tiende a salirse del disparo cuando éste se efec- túa a presión atmosférica. Las pruebas superficiales se efectuaban usando blancos preparados con are- na y cemento, en lugar de utilizar núcleos de arenis- ca o carbonatos. También las pruebas superficiales no simulan el flujo en el fondo del pozo a través de los disparos. En 1952, la Compañía Exxon desarrolló el 1er. Procedimiento de prueba confiable para simu- lar los disparos a condiciones del fondo del pozo. Este sistema inicialmente fue denominado Método de Productividad para Probar Pistolas o Indice del Flujo del Pozo, el programa de la prueba, diseñado para simular las condiciones reales en el fondo del pozo, incluye: 1) El empleo de núcleos de la formación de diáme- tro grande, acondicionados para contener las saturaciones de hidrocarburos y de agua intersticial específicas. 2) La determinación de la permeabilidad efectiva de la formación antes de disparar, después de disparar, y simulando el flujo del pozo . 3) El aislamiento de la formación del fondo del pozo por la tubería de revestimiento y un material cementante adecuado. 4) El disparo de pistolas a través de la tubería de re- 115 Si es unidad marina está conformada por los siguien- tes módulos: · Cabina de control. · Carrete de tubería · Unidad de potencia · Inyector de tubería · Carretes de mangueras · Sistema de prevención La unidad se distribuye en la localización interconec- tando con mangueras el panel de control con el carre- te, el inyector, los preventores y la unidad de potencia. Se interconecta el carrete de tubería con el sistema de bombeo. Sobre el medio árbol de válvulas del pozo se instala el preventor y sobre éste el inyector de tubería. Se mete la tubería flexible al inyector y baja a través de los preventores, se prueba el sistema con 350 kg/ cm2 y se procede a efectuar la operación. Se baja la tubería flexible con circulación del fluido que se va a utilizar, removiendo y limpiando hasta dejar libre el aparejo de producción o el fondo del pozo a la profundidad deseada. Los fluidos de regreso del pozo deberán estar direccionados al quemador. Se deberá evitar parar el bombeo pues se correría el riesgo de atrapamiento por el asentamiento de las partículas desalojadas. En caso de parafinas o incrustaciones se bajan he- rramientas cortadoras o de remoción, ya sea con la unidad de tubería flexible o con equipo de línea de acero, repasando varias veces las restricciones hasta dejar libre el aparejo, ver figura 41. Corrección de anomalías de tubería de revestimiento Las principales fallas observadas en las tuberías de revestimiento son desprendimiento, rotura o aplas- tamiento (colapso). Las causas que las originan pue- den ser fatiga o desgaste del acero, efectos de corro- sión o esfuerzos excesivos de la formación sobre la tubería. Este tipo de anomalías es de alto riesgo y pueden ocasionar la pérdida del pozo. Para su mantenimien- Cabeza Inyectora Lubricador Conexión Rápida Preventores Válvula de Sondeo del Árbol de válvulas Tubería FlexibleTubería Flexible Figura 41 Inyector de tubería flexible instalado en un árbol de válvulas (Cortesía de Dowell-Schlumberger, modificada). to se requiere reintegrarlo nuevamente en condicio- nes óptimas de servicio. Las anomalías en tuberías de revestimiento se pue- den determinar y localizar con registros eléctricos o pruebas de presión con empacador y tubería de tra- bajo. Existen dos formas de resolver este problema: a) Efectuar una recementación a la anomalía con un empacador recuperable o un retenedor de cemen- to, rebajando y finalmente probando hasta asegurar que está obturado. b) Aislando la anomalía con una tubería de revesti- miento cementada de menor diámetro, ver figura 42. Ejemplo 6: Supongamos que se requiere dar mantenimiento al pozo que se muestra en la figura 43, en el cual se ha determinado una anomalía a 3110 m y en donde se observa un represionamiento de 75 kg/cm2 en el es- pació anular TR-TP.
  • 51. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 51 vestimiento, el cemento y la formación, con diversos fluidos en el pozo. 5) El mantenimiento de la temperatura del yacimien- to y de la presión en el fondo del pozo y el yacimien- to durante y después de disparar. 6) La simulación del flujo hacia el pozo para limpiar los disparos. 7) La evaluación de los resultados de la prueba. Factores que Afectan los Resultados de los Disparos con Pistola Taponamiento de los Disparos El taponamiento de los disparos con residuos del re- cubrimiento metálico puede ser muy severo. Median- te el empleo de recubrimientos cónicos elaborados con metal pulverizado, los residuos mayores han sido eliminados en varias de las cargas especiales. Los residuos del recubrimiento también se forman, pero son acarreados al fondo del agujero en forma de par- tículas del tamaño de arena o más pequeñas. Las pruebas superficiales a presión atmosférica, no son confiables para evaluar este tipo de taponamiento de los disparos, debido a que los residuos frecuente- mente son desviados de los disparos a la presión at- mosférica. Los disparos tienden a llenarse con roca triturada de la formación, con sólidos de lodo, y residuos de las cargas cuando se dispara en el lodo. Estos tapones no son fácilmente removidos por el contraflujo. La presencia de partículas compactas y trituradas de la formación al derredor de los disparos reduce aún más la probabilidad de limpiar los disparos. Los lodos con alta densidad mezclados con sólidos pesados, provocan la formación de tapones densos en los dis- paros. La presión diferencial requerida para iniciar el flujo, de la formación al pozo. Cuando se abren algunos disparos que requieren una presión diferencial baja, el flujo a través de estos disparos dificultan la crea- ción de la mayor caída de presión requerida para abrir más disparos. En formaciones estratificadas, como las constituidas por secuencias de lutita y are- na, un gran número de disparos permanecen taponados y pueden evitar que se drenen algunas zonas específicas. Cuando están taponadas, o par- cialmente obturadas, una o más zonas en un yaci- miento estratificado, las pruebas de formación, las de producción y las mediciones del índice de pro- ductividad, pueden proporcionar una evaluación errónea sobre el daño del pozo, su productividad, y su recuperación. Limpieza de los Disparos Taponados En arenas no consolidadas las herramientas de sondeo instantáneo y las lavadoras de disparos han sido usadas con éxito para limpiar los dispa- ros en muchas áreas. Si los disparos en pozos ter- minados en arenas, no pueden limpiarse con he- rramientas de sondeo instantáneo o lavadoras, el siguiente paso consiste generalmente en abrir cada disparo con aceite o agua limpia usando bolas selladoras. Este procedimiento ocasiona que el lodo sea desplazado dentro de las fracturas de la formación. Normalmente estas fracturas se ce- rrarán poco después que la presión de fracturamiento sea liberada. La acidificación de los pozos en areniscas general- mente no permitirá limpiar todos los disparos taponados con lodo, a menor que cada disparo sea aislado y fracturado, y el lodo desplazado dentro de la fractura de la formación. Los tapones del lodo son bastantes más fáciles de remover de los disparos en formaciones carbonatadas, debido a que al entrar en ácido en unos cuantos disparos, generalmente disuelve una cantidad de roca suficiente para abrir otros disparos. Generalmente los pozos terminados en formaciones de caliza o dolomita se disparan en ácido, con una pequeña presión diferencial hacia la formación. Sin embargo, los disparos en aceite o agua limpian, con una presión diferencial hacia el pozo, son muy satis- factorios. Si una parte de la tubería de revestimiento disparada está pobremente cementada, proporcionando comu- nicación vertical atrás de la tubería y entre las perfo- raciones, las condiciones resultantes son similares a las de una terminación en agujero abierto con tube- ría ranurada. Si se presenta flujo de la formación, todos los disparos en la tubería de revestimiento, generalmente se limpiarán. Sin embargo los dispa- ros en la formación podrán o no limpiarse. 114 El diseñador debe efectuar un análisis y una selec- ción muy cuidadosa de los materiales del nuevo apa- rejo o empacador para evitar que el problema se re- pita (materiales especiales con mayor resistencia a los esfuerzos, H2 S, CO2 , arena). Existe también otro tipo de operaciones denomina- das de mantenimiento menor en las que no se re- quiere utilizar el equipo convencional de manteni- miento. Pueden utilizarse otros equipos considera- dos especiales como la tubería flexible, el generador de espuma, el generador de aceite caliente y la línea de acero. Dichas operaciones pueden ser: Limpieza de pozo Limpieza de aparejo de producción o inyección: Se ha comprobado que los cambios de temperatu- ra, presión, composición química del aceite y el con- tacto con sustancias de bajo pH propician desequili- brio y la consecuente precipitación de sustancias asfálticas y parafínicas, presentes en mayor o menor proporción, que se depositan dentro de la tubería, obturándola parcial o totalmente. d) Limpiezas de fondo del pozo Algunas formaciones, como las arenas consolidadas, producen junto con los hidrocarburos, pequeñas partículas de arenas o sedimentos que por gravedad se depositan en el fondo del pozo y llegan a obstruir el intervalo abierto, generan tapones dentro de la tubería y disminuyen paulatinamente el flujo hasta dejar de producir. Una práctica muy común para la remoción y limpie- za, tanto del aparejo como del fondo del pozo, es utilizar la unidad de tubería flexible con bombeo de fluidos para acarreo, desincrustantes o limpiadores, así como correr herramientas de limpieza a través del aparejo de producción La unidad terrestre de tubería flexible consta, princi- palmente de: · Cabina de control · Carrete de tubería · Unidad de potencia · Inyector de tubería · Sistema de prevención · Sistema de Izage · Unidad transportadora Figura 39 Aparejo de producción con comunicación, colapso y empacador dañado. Figura 40 Unidad de tubería flexible (cortesía de Dowell-Schlumberger).
  • 52. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 52 El taponamiento de los disparos con parafina, asfáltenos o incrustaciones, es un gran problema en muchas partes del mundo. Los tratamientos con sol- ventes, generalmente removerán la parafina o los asfáltenos. Si los disparos están obstruidos con incrustaciones solubles o indisolubles en ácido, es generalmente aconsejable redisparar y tratar con áci- do o con otros productos químicos. Efecto de la Presión Diferencial Cuando se dispara en lodo, con una presión diferen- cial hacia la formación, los disparos se llenan con partículas sólidas de lodo de la formación y residuos de las cargas. Los tapones del lodo son difíciles de remover, produciendo en algunos disparos un tapo- namiento permanente y reduciendo la productividad del pozo. Aún cuando se dispare en fluidos limpios tales como aceite o agua que tienen altos ritmos de filtrado, las partículas procedentes de las arcillas, residuos de las cargas, o de otro tipo, pueden originar algún tapo- namiento de los disparos y un daño profundo en la formación. Las formaciones con permeabilidad de 250 md o mayores, permiten que las partículas de tamaño de las arcillas se desplacen hacia los poros de la formación o por las fracturas. En formaciones carbonatadas es frecuentemente posible obtener altas productividades de los pozos y bajas presiones de fracturamiento de los disparos cuando se dispara en HCL o ácido con una presión diferencial pequeña hacia la formación. Debido al bajo ritmo de reacción del ácido acético con las forma- ciones calizas, es generalmente conveniente dejar el ácido acético, frente a los disparos por unas 12 ho- ras después de disparar. No debe permitirse que par- tículas sólidas de lodo penetren en los disparos acidificados. Cuando los disparos se efectúan con una presión diferencial hacia el pozo y con fluidos limpios, se ayuda a obtener una buena limpieza de los disparos. Este es el método preferido de disparar formaciones de arenisca y carbonatadas. Efecto de Usar Fluidos Limpios Si una pistola en lo particular proporciona un tama- ño y penetración adecuadas bajo ciertas condicio- nes del pozo, la productividad limpia, manteniendo una presión diferencial hacia el pozo al disparar y durante el período de limpieza. Efecto de la Resistencia a la Compresión La penetración y el tamaño de los disparos a chorro se reducen a medida que aumenta la resistencia a la compresión de la tubería de revestimiento, del ce- mento, y de la formación. La penetración de las pistolas a bala decrece severamente al aumentar la resistencia de la tubería de revestimiento, del cemen- to, y de la formación. Densidad de los Disparos La densidad de los disparos generalmente depende del ritmo de producción requerido, la permeabilidad de la formación, y la longitud del intervalo dispara- do. Para pozos con alta producción de aceite y gas, la densidad de los disparos debe permitir el gasto deseado con una caída de presión razonable. Gene- ralmente son adecuados 4 disparos por pie de 0.5 pg., siendo satisfactorio uno o dos disparos por pie para la mayoría de los pozos con producción baja. En los pozos que serán fracturados, los disparos se planean para permitir la comunicación con todas las zonas deseadas. Para operaciones de consolidación de arenas, generalmente se prefieren 4 disparos por pie de diámetro grande. Para terminaciones con em- paque de grava se prefieren de 4 a 8 disparos por pie de 0.75 pg. de diámetro o mayores. Los disparos de 4 o más cargas por pie en tuberías de revestimiento de diámetro pequeño y de baja re- sistencia, con pistolas con cargas expuestas, pueden agrietar la tubería de revestimiento. También el ce- mento puede fracturarse severamente, siendo nece- sario efectuar cementaciones forzadas para contro- lar la producción indeseable de agua o gas. Los coples de las tuberías de revestimiento de alta resistencia pueden dañarse al efectuar múltiples disparos sobre ellos. Costo El precio de los disparos varía; sin embargo, general- mente los costos son inferiores cuando se usan bajas densidades de disparo. El empleo de pistolas selecti- vas puede ahorrar un tiempo apreciable en las inter- venciones en que se tienen zonas productoras sepa- 113 empacador permanente de 7 5/8 a 3,500 m. Profundidad de los mandriles de BN. 1° Mandril 3 ½ (2.70 m) a 3,200 m 2º Mandril 4 ½ (2.70 m) a 2,460 m 3° Mandril 4 ½ (2.70 m) a 1,948 m La amplitud de diámetro de tubería 3 ½ - 4 ½ será a 2,950 m. Tubería de producción rango 2 (9 a 10 m de longi- tud) con un promedio de 9.40 m y 5 tramos con lon- gitudes cortas para ajuste. a) Efectuar el análisis para seleccionar las tuberías de producción, determinando roscas, peso y grado de acuerdo con los esfuerzos, tipo de hidrocarburos y porcentaje de HS y CO . b) Determinar la longitud de las unidades selladoras, de acuerdo con las operaciones futuras. Para el ejem- plo se meterán 4.80 m quedando .95 m arriba del empacador el tope localizador. c) Calcular el número de tramos de tubería 3 ½ a meter después de las unidades selladoras (leer la lon- gitud de cada tramo en la bitácora de operaciones). 3500-1.30=3498.70 m 3,498.70 - 3,200 = 298.7 m Se considera introducir 32 tramos, con lo cual se tendría 1.78 m de defasamiento (0.19x9.4=1.78 m) hacia arriba, lo cual no afecta el desempeño de la válvula de inyección de gas. Cima del 1er. mandril 3198.25 - 2.70 = 3195.55m. Longitud de tubería 3 ½ al enlace 4 ½. 3,195.55 - 2950 = 245.55 m Se meterán 26 tramos 3 ½, quedando la cima del enlace 3 ½ - 4 ½ de .75 m a 2,950.40 m: Colocación del 2° mandril. 2950.40 - 2460 = 490.40 m Se instalarán 52 tramos 4 ½ más el mandril, que- dando la cima a: 2950.40 - 491.50 = 2458.90 m Instalación del 3er. mandril. 2458.90 -1948.00 = 510.90 m Se meterán 54 tramos 4 ½ más el mandril, quedan- do la cima a: 2458.90 - 510.30 = 1948.60 m Longitud del 3er. mandril al colgador de tubería: El colgador de tubería mide .38 m Se meterán 207 tramos más un tramo corto de 2.40 m y el colgador, quedando el tope localizador .97 m arriba del empacador y los mandriles .02 m arriba de las profundidades determinadas anteriormente. Es muy importante supervisar que el apriete de ros- cas sea el adecuado y que los accesorios estén insta- lados correctamente. Cambio de aparejo o empacador por comunica- ción o daño. Debido a las características de flujo de los hidrocar- buros y de los sólidos que arrastran a los mismos hidrocarburos o a los fluidos de inyección, el apare- jo, el empacador y sus accesorios se deterioran por corrosión o desgaste y provocan así comunicación al espacio anular. Si la comunicación se da en el aparejo de produc- ción o en las unidades selladoras el problema se re- suelve cambiando el aparejo. En otras ocasiones, el aparejo se colapsa por dife- rentes causas. De cualquier modo, el flujo se restrin- ge o no se pueden correr herramientas para toma de información y así se hace necesario recuperar el aparejo para restablecer las condiciones originales. Si la comunicación es en el empacador, se puede eliminar por molienda y pesca, cuando es perma- nente, o sacar con el aparejo cuando es recupera- ble. Posteriormente se coloca otro, cambiando un poco la profundidad de anclaje, debido a que la tubería de revestimiento en ese punto tiene mar- cas de cuñas del antiguo empacador o efectos de la molienda. WUDPRV17.52 40.9 40.490 = WUDPRV35.54 40.9 90.510 = WUDPRV25.207 40.9 1948.22 = 298.7 mts. = 31.77 tramos 9.40 mts. 2 2
  • 53. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 53 radas por intervalos no productores. El empleo de pistolas que se corren a través de la tubería de pro- ducción puede frecuentemente permitir el ahorro de tiempo si la tubería de producción está abierta en su extremo y situada arriba de las zonas que serán dis- paradas. En los pozos nuevos la tubería de produc- ción puede colocarse, en unas cuantas horas des- pués de cementar el pozo. A continuación pueden efectuarse los disparos a través de la tubería de pro- ducción sin tener un equipo en el pozo. En esta for- ma no se carga tiempo por equipo en la terminación de pozo. Limitación de presión y temperatura Existen especificaciones sobre las presiones y tem- peraturas de operación para todas las pistolas. Las presiones en el fondo del pozo pueden limitar el uso de algunas pistolas con cargas expuestas. Sin em- bargo, pocos pozos son disparados, cuando la pre- sión es un problema, con pistolas convencionales con cargadores de tubo. Como regla general, las cargas para alta temperatu- ra no deben emplearse en pozos con temperatura del orden de 300-400° F. Esta recomendación está ba- sada en lo siguiente: (1) la mayoría de las cargas para alta temperatura proporcionan poca penetración; (2) el explosivo de alta temperatura es poco sensible, originando mayores fallas en los disparos; (3) las car- gas para alta temperatura son más costosas, y (4) existen pocas cargas para seleccionar. Cuando se opera cerca del límite superior con car- gas para baja temperatura pueden seguirse estas re- comendaciones: 1.- Pueden circularse en los pozos fluidos con baja temperatura para reducir la temperatura en el fondo del pozo. Este procedimiento es especial- mente aplicable, para pistolas que se corren a través de la tubería de producción, inmediata- mente después de suspender la circulación del fluido. 2.- Cuando existe alguna duda con relación a sí se alcanzará la temperatura límite de la pistola an- tes de que ésta dispare, puede emplearse deto- nadores para alta temperatura en las pistolas que contienen cargas para baja temperatura. De esta manera se evitarán los disparos accidentales debido a la alta temperatura, ya que las cargas preformadas se fundirán o quemarán sin deto- nar, a menos que sean disparadas con el deto- nador de la pistola. Para pozos con temperaturas muy altas puede no existir otra alternativa que correr el paquete comple- to para disparar a alta temperatura. Este incluye el detonador, el cordón explosivo, y la carga principal. Como se indicó con anterioridad, el detonador es el elemento principal del sistema. A menos que el deto- nador sea accionado, la carga preformada no será disparada. Control del Pozo Los pozos productores de aceite con baja presión pueden ser disparados, con aceite o agua dentro de la tubería de revestimiento, con poco control super- ficial, siendo suficiente un prensaestopa tipo limpia- dor. Sin embargo, es siempre conveniente usar un preventor de cable. Los pozos productores de aceite con presión normal, pueden ser disparados, con acei- te o agua en el agujero, con pistolas a través de la tubería de producción, usando instalaciones de con- trol convencionales a boca del pozo y un prensaestopa ajustable tipo espiral. En todos los pozos productores de gas deberá usar- se un lubricador con sello de grasa, así como en to- dos los pozos en que se prevea una presión superfi- cial mayor de 1,000 lb/pg2. Daño en el Cemento y la Tubería de Revestimiento. Las pistolas con cargador de tubo absorben la ener- gía no empleada al detonar las cargas. Esto evita el agrietamiento de la tubería de revestimiento y elimi- na virtualmente que el cemento se desquebraje. Con el uso de las pistolas a bala convencionales no se dañan mucho las tuberías de revestimiento. Al dis- parar con un claro igual a cero se tiende a eliminar las asperesas dentro de la tubería de revestimiento. Las pistolas a chorro con cargas expuestas, como las de tipo encapsuladas o en tiras, pueden causar la deformación, fracturamíento y ruptura de la tubería de revestimiento, así como un notable agrietamiento del cemento. La cantidad de explosivo, el grado de adherencia de la tubería de revestimiento con el ce- mento, la densidad de los disparos, el diámetro de la tubería de revestimiento y la masa-resistencia de la tubería de revestimiento, son factores que afectan el 112 trico, protector del motor, cable sumergible, separador de gas). A continuación se mencionan cada uno de sus componentes: El transformador proporcionará el voltaje requerido por el motor, mientras que el tablero controlará que no exista variación en el voltaje en la corriente eléc- trica que será conducida por el cable. Los accesorios subsuperficiales forman parte del apa- rejo. El cable conduce la energía que acciona el motor de la bomba centrífuga que a su vez envía el liquido a la superficie. El gas libre afecta a la bomba por lo que se requiere instalar un separador de fondo. Aparejo para pozos con sarta de velocidad Su función es reducir el área efectiva de flujo del pozo sin necesidad de recuperar el aparejo de pro- ducción fluyente. Se coloca una tubería flexible col- gada dentro de éste, que aumenta la velocidad de flujo en los hidrocarburos por la reducción de área efectiva. Una ejemplificación de dicho sistema se muestra en la figura 38. Ejemplo 5: Se requiere reacondicionar un aparejo de produc- ción fluyente 4 ½ a bombeo neumático de 4 ½ - 3 ½ con 3 mandriles, en un pozo donde se tiene un Figura 37 Aparejo de bombeo electrocentrífugo. H P U P S Q S P U @ 8 U P S 7 P H 7 6 8 6 7 G @ à 9 @ ÃQ P 9 @ S 8 6 7 @ a 6 G Figura 38 Sarta de velocidad con tubería flexible de 1 1/2. P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.) 16 550.00 m 30 150.0 m 7ÃGÃÃÃ$'´ (!# € 7 5/8” DIU@SW6GPÃQSP9V8UPS) 7UQFT ##$à #ÃH9 (à #ÃHW @HQ6869PSÃQ@SH6I@IU@à $'´ 7ÃGÃÃ$´ #$À 5” $('' € P.I. $$(! € ((%#À ('à ($!À 10 3/4” $$ € T6SU 6Ã9@ÃUAà à !´
  • 54. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 54 agrietamiento de las tuberías de revestimiento expues- tas a disparos con cargas a chorro. La masa-resis- tencia de la tubería de revestimiento ha sido defini- da como el producto del peso unitario y su resisten- cia hasta el punto de cedencia. Necesidad de Controlar el claro de las Pistolas Un claro excesivo con cualquier pistola a chorro puede ocasionar una penetración inadecuada, un agujero de tamaño inadecuado, y en forma irre- gular de los agujeros. Las pistolas a bala deberán generalmente dispararse con un claro de 0.5 pg, para evitar una pérdida apreciable en la penetra- ción. Generalmente las pistolas a chorro conven- cionales de diámetro grande, presentan poco pro- blema, excepto cuando se disparan en tuberías de revestimiento de 9 5/8 pg. ó mayores. El control del claro puede lograrse a través de expansores de resorte, magnetos, y otros proce- dimientos. Dos magnetos, uno localizado en la parte superior y el otro en el fondo de las pistolas que se corren a través de la tubería de produc- ción, se necesitan generalmente, para aumentar la probabilidad de obtener un claro adecuado. Dependiendo del diseño de las pistolas y las car- gas, generalmente se obtiene una máxima pene- tración y tamaño de agujero con claros de 0 a ½ pg., cuando se usan pistolas a chorro. Con algu- nas pistolas de cargador tubular, se han observa- do cambio notables en el tamaño de los disparos al aumentar el claro de 0 a 2 pg. En algunos casos la centralización de las pistolas produce agujeros de tamaño más consistente y satisfactorio. Cuan- do los claros son mayores de 2 pg., es general- mente conveniente descentralizar y orientar la di- rección de los disparos de las pistolas. La centralización de las pistolas no es recomendable para las pistolas a chorro que se corren a través de la tubería de producción, ya que éstas están general- mente diseñadas para dispararse con un claro igual a cero. Las pistolas con cargas a chorro giratorias pueden generalmente aliviar el problema del claro cuando se corren a través de las tuberías de produc- ción. Sin embargo, se pueden tener residuos y pro- blemas mecánicos bastantes severos. Medición de la Profundidad El método aceptado para asegurar un control preci- so en la profundidad de los disparos consiste en co- rrer un localizador de coples con las pistolas, y medir la profundidad de los coples que han sido localiza- dos, respecto a las formaciones, usando registros radiactivos. Algunos marcadores radiactivos pueden instalarse dentro de las cargas preformadas seleccio- nadas, para ayudar a localizar la profundidad exacta de los disparos. Los registros de detección de coples pueden mostrar la posición de disparos recientes o anteriores hechos con cargas expuestas, tales como las usadas en pistolas con cargas encapsuladas. En este caso el registro señalará las deformaciones en la tubería de revestimiento ocasionadas por la detona- ción de las cargas expuestas. Disparos Orientados Los disparos orientados se requieren cuando se usan varias sartas de tuberías de revestimiento, o en termi- naciones múltiples en las que se dispara a través de la tubería de producción, cuando están juntas tube- rías de producción. Se dispone de dispositivos mecánicos, radiactivos, y electromagnéticos, para orientar las pistolas. Cuan- do se usan pistolas orientadas en terminaciones múl- tiples, a través de las tuberías de producción, se de- ben de usar siempre pistolas con cargadores tubulares de pared delgada. Las pistolas con cargas encapsuladas pueden provocar el colapso de alguna tubería de producción adyacente. Para evitar disparar las sartas de tuberías de revesti- miento adyacentes, cementadas en el mismo aguje- ro, la práctica más usual consiste en correr una fuen- te radioactiva y un detector sobre el mismo cable eléc- trico de las pistolas, y a continuación girar las pisto- las para evitar perforar las tuberías de revestimiento adyacentes. Si existe alguna duda en la interpreta- ción se correrá una marca radioactiva en la tubería de revestimiento adyacentes para ayudar a localizar estas sartas. Penetración contra tamaño del agujero Al diseñar cualquier carga preformada puede 111 Aparejos para pozos de bombeo neumático Es un diseño artificial de producción, empleado en pozos donde la presión del yacimiento no es sufi- ciente para elevar y hacer llegar los hidrocarburos a la superficie. Está basado en la energía suministrada por un gas a través del espacio anular hacia el inte- rior de la tubería mediante una válvula de inyección, que es la fuerza principal para elevar al aceite. Estos aparejos se componen, básicamente, de los mismos accesorios que los de producción fluyentes, con la diferencia de que se les instalan válvulas de inyec- ción de gas, distribuidas estratégicamente en la tu- bería de producción. La figura 35 ejemplifica un es- tado mecánico de un pozo con aparejo de bombeo neumático. Aparejos para pozos de bombeo mecánico Básicamente, consiste en instalar en el fondo de la tubería de producción una bomba que succiona acei- te debido al movimiento reciprocante de un émbolo, generado desde la superficie a través de una sarta de varillas metálicas, por una viga oscilante (balan- cín) accionada por un motor o unidades superficia- les actuadas hidráulica o neumáticamente. La figura 36 ejemplifica el tipo de aparejo mencionado. Aparejo para pozos con bombeo electrocentrífugo Este sistema se aplica cuando la energía del yacimien- to no logra enviar los hidrocarburos a la superficie y queda en el interior del pozo. Consiste en extraer los hidrocarburos mediante el equipo eléctrico superfi- cial (transformador, tablero de control, cable superfi- cial) y subsuperficial (bomba centrífuga, motor eléc Figura 35 Estado mecánico de un pozo termina- do con aparejos de bombeo neumático. Empacador Superior Em pacador Inferior Válvulas de Inyección @RVDQPÃTVQ@SAD8D6GÃ 9@Ã7PH7@PÃ W6SDGG6ÃQVGD96Ã UV7@SË6Ã9@Ã QSP9V88DÏIÃ ANCLA MECÁNICA NIPLE ASIENTO EXTENSIÓN ANCLA DE GAS EXTENSIÓN CILINDRO EMBOLO Figura 36 Estado mecánico para un pozo terminado con aparejo de bombeo mecánico i i s
  • 55. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 55 obtenerse una mayor penetración sacrificando el tamaño del agujero. Debido a que una máxima pe- netración parece ser más importante, con fundamen- to en los cálculos teóricos de flujo, se han solicitado frecuentemente a la industria petrolera, y se han re- cibido a menudo, cargas de mayor penetración sa- crificando el tamaño del agujero. Cuando se perfo- ran tuberías de revestimiento de alta resistencia y de pared gruesa, o formaciones densas de alta resisten- cia, probablemente se requiera una penetración máxima aún cuando el tamaño del agujero sea redu- cido hasta 0.4 pg. Sin embargo, en situaciones normales, debido a la dificultad en remover el lodo, los residuos de las car- gas, la arena y las partículas calcáreas de un disparo de diámetro y la formación, deberá normalmente tener un diámetro mínimo de entrada de 0.5 pg., con un agujero liso y de tamaño uniforme de máxima penetración. Planeación del sistema de disparo Al planear un trabajo de disparos se deben conside- rar, el estado mecánico del pozo, el tipo de forma- ción y las condiciones de presión esperadas después del disparo. Factores importantes en el comportamiento de un sistema de disparos son densidad de cargas, pene- tración, fase y diámetro de agujero, estos son cono- cidos como factores geométricos (figura3). El estado mecánico del pozo determinara el diáme- tro máximo de pistolas, la forma de conllevar las mis- mas hasta la formación productora (Cable, Tubería Flexible, Tubería de Producción, etc.). Las características de la formación tales como; Pro- fundidad, Litología, Parámetros de Formación (Den- sidad, Resistencia Compresiva, Esfuerzo Efectivo, Permeabilidad, Porosidad, etc.) dan indicio del com- portamiento de la pistola en el pozo. Desempeño de las cargas La penetración de las pistolas disminuye al aumentar el esfuerzo de sobrecarga y la resistencia compresiva de la formación. Un método para su calculo fue pro- puesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la resistencia compresiva, con los resultados obtenidos de pruebas en superficie, de la siguiente manera: Donde: Pen = Penetración Pensup = Penetración en superficie, Carta API RP-43. Cr = Compresibilidad en superficie a las condiciones de la prueba, (Kpsi). Cf = Compresibilidad de la formación de interés. (Kpsi) Las condiciones esperadas en el pozo posterior al disparo, dan la pauta para decidir la forma en la cual Figura 3 Ejemplificación de los factores geométricos en el sistema de disparos. Zona dañada Diámetro de la Diámetro del pozo Diámetro de la Zona compactada Diámetro de la Perforación Angulo de fase = Espaciamiento de los agujeros (Depende de la densidad cargas) Zona dañada Diámetro de la Diámetro del pozo Diámetro de la Zona compactada Diámetro de la Perforación Angulo de fase = Espaciamiento de los agujeros (Depende de la densidad cargas) ( )( )IU H3HQ3HQ − = 086.0 sup * 110 mos de tubería y accesorios para realizar el ajuste adecuado. Para lo anterior cada tubo deberá mos- trar con pintura un número consecutivo y su lon- gitud: del primero al último tramo. 3) Deberá realizar el ajuste de tubería, tomando como referencia la profundidad de anclaje del empacador. De este modo sabremos cuántos tramos de tube- ría se deben introducir para dejar los accesorios a las profundidades solicitadas. Reacondicionamiento de aparejos En la explotación de los yacimientos, ya sea por ener- gía propia o con el auxilio de sistemas artificiales, la optimización en la recuperación de los hidrocarbu- ros es un factor importante. Por esta razón se debe poner atención al diseño y mantenimiento de los aparejos de producción. El aparejo de producción es el conjunto de acce- sorios y tuberías que se introducen al pozo para que los hidrocarburos producidos por los interva- los abiertos fluyan a la superficie de manera con- trolada. Existen diferentes tipos de aparejos de producción, entre los más usuales podemos mencionar: · Fluyentes · Inyectores · De bombeo neumático · De bombeo mecánico · De bombeo electrocentrífugo · Sartas de velocidad · Émbolo viajero Debido a las condiciones o requerimientos de optimización de la producción, el reacondiciona- miento de aparejos es una de las operaciones más comunes en el mantenimiento de pozos. Aparejos para pozos fluyentes Se componen, principalmente, de un empacador permanente o recuperable, una válvula de circu- lación y la tubería de producción. Se emplean en la etapa inicial del pozo, cuando los yacimientos tienen la energía suficiente para elevar los hidro- carburos a la superficie y hacerlos llegar a la bate- ría. El diseño de este tipo de aparejo está sujeto a las condiciones de flujo de los intervalos productores, así como a los programas futuros de explotación del pozo. La figura 34 muestra un estado mecánico tipo, para pozos costa afuera en donde se requiere, ade- más, utilizar una válvula de control de presión subsuperficial. Aparejos para pozos inyectores Su distribución mecánica es semejante a los fluyentes. Constituyen el medio para hacer llegar los fluidos de inyección de la superficie al yacimiento. Se emplean para mantener la energía del yacimiento e incrementar el factor de recuperación de hidrocar- buros. Figura 34 Estado mecánico de un pozo costa afuera con aparejo de producción fluyente 7 5/8 3929.62m 10 3/4 2800m 16 500 m T.R. 5 4236 m B.L. 5 4150-4105m 4050-4017 m 4080mMK 4070mMK 4061mMK 413-08 Emp. int
  • 56. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 56 se llevara a cabo el disparo (condiciones Bajo Balan- ce o Sobre Balance), las cuales estan influenciadas por los fluidos en los poros, presión de poro y la presión hidrostática ejercida por los fluidos de termi- nación. En una terminación sobrebalanceada, la presión de formación es menor que la hidrostática en el pozo, esta, diferencia puede ocasionar que los agujeros se taponen con residuos de las cargas, al momento del disparo. Por otro lado, en una terminación bajo ba- lanceada la presión de formación es mayor que la hidrostática ejercida por la columna de fluidos en el pozo, en este caso los residuos de las cargas y la zona comprimida por el disparo pueden ser expulsa- dos del agujero. La figura 4 ejemplifica estos efectos. En general, se recomienda disparar en condiciones bajo balance debido a la limpieza generada en los agujeros. Sin embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado, debido a que se provoca arenamiento o aportación de finos de la formación que impedirían el flujo de fluidos hacia el pozo. La magnitud de la presión diferencial, para disparar en condiciones bajo balance, depende básicamente de la permeabilidad de la formación y el tipo de flui- do empleado en la terminación. Valores recomenda- dos de presión diferencial, tanto para pozos de gas como de aceite son calculados mediante siguientes correlaciones empíricas: Para pozos de gas: Para Pozos de aceite: Donde : Pdif = Presión diferencial en lbs/pg2 K.- Permeabilidad de la formación en md. Influencia de los factores geométricos sobre la rela- ción de productividad Para evaluar el potencial productivo de un pozo se utiliza el índice de productividad, el objetivo es deter- minar la capacidad de flujo del pozo se obtiene al dividir el gasto promedio entre la diferencial de pre- sión existente en el pozo y la formación, esto es: Donde Q.- es el gasto de flujo estabilizado. es el diferencial de presión. El índice de productividad será máximo cuando la diferencial de presión tienda a cero, esto solo sucede en pozos terminados en agujero descubierto y que no tienen efectos de daño a la formación, por el flui- do de perforación. Los factores geométricos tienen un marcado efecto sobre el índice de productividad, estos son evalua- dos mediante la Relación de Productividad (RP), la cual se define como la producción de una zona entubada y disparada, dividida entre la obtenida en esa misma zona en agujero abierto. Esto es: Carcaza Primer Liner Explosivo principal Arenisca Berea Casing Cemento ANTES DEL DISPARO Arenisca comprimida Jet DURANTE LA PERFORACION ([SORVLyQ PERFORACION SUCIA (TAPONADA) PERFORACION LIMPIA Arenisca sin daño Residuos Zona comprimida DESPUES DEL DISPARO ANTES DE FLUIR DESPUES DE FLUIR 96fPÃ6ÃG6ÃAPSH68DPIÃ9@7D9PÃ6G QSP8@TPÃ9@ÃQ@SAPS68DPI Figura 4 Daño a la formación causado por el disparo. 37.0 3500 . 3GLI = 17.0 2500 . 3GLI = 3 4 - ∆ = −∆ .3 DELHUWRDJXMHURHQ]RQDRG GLVSDUDGD]RQDRG 53 ____.Pr __.Pr = 109 productiva. En este caso se colocan varios tapones con longitudes de 150 a 200 m. Normalmente, el pri- mero de ellos se coloca arriba del último intervalo disparado; otro, a la profundidad media del pozo: 200 m debajo de la superficie del pozo. En ocasiones se disparan las tuberías de revestimiento superficia- les y se circula el cemento hasta observar salir a la superficie. Lo anterior para garantizar que el pozo, en todos sus espacios anulares, quede hermética- mente sellado. Finalmente se recuperan las conexio- nes superficiales como cabezales de producción y se coloca una placa con los datos del pozo (nombre, profundidad, equipo que intervino, fecha del tapo- namiento, etcétera). La segunda razón se da en pozos exploratorios de manera intencional cuando resultan secos o con pobre impregnación de hidrocarburo. En este caso, la diferencia es que, además, se trata de recuperar la mayor cantidad de tubería de revestimiento. La colo- cación de los tapones y selección de la profundidad de los mismos es similar a las mencionadas anterior- mente. A veces, durante las intervenciones de reparación suceden accidentes mecánicos que hacen incosteable continuar con la reparación y entonces es necesario taponar los pozos. Reparación menor Es aquella intervención cuyo objetivo es corregir fa- llas en el estado mecánico del pozo y restaurar u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, pero sin modificar sustancial y definitivamente la situación de la zona productora o de inyección; puede reali- zarse con equipo de mantenimiento convencional o especial. A continuación se enumeran las operaciones más comunes de mantenimiento menor a pozos: · Reacondicionamiento de aparejos de producción o inyección · Cambio de aparejo o empacador por comunica- ción o daño · Limpieza de pozo: - Aparejo de producción o inyección - Fondo del pozo · Corrección de anomalías de tuberías de revesti- miento · Estimulaciones · Fracturamientos · Inducciones · Mantenimiento a conexiones superficiales XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMA- CIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN La programación en las operaciones de mantenimien- to de aparejos de producción requiere de informa- ción básica del pozo, tales como: tipo y característi- cas de aparejo de producción (fluyente, bombeo neumático, etc.; diámetros y longitudes de tubería, así como profundidad del empacador, diámetros y profundidades de las válvulas de inyección. Con los datos anteriores, y con las características de los hidrocarburos y las condiciones del pozo, el in- geniero de diseño deberá efectuar un análisis de los esfuerzos a los cuales estará sometido el aparejo de producción, para determinar así los tipos de rosca, peso, grado y tipo de tubería, así como los acceso- rios que se van a utilizar. Se deben tomar en cuenta, además, los porcentajes producidos de HS y CO. El análisis de esfuerzos debe contemplar operaciones futuras,comoestimulación,limpiezasoinducción,pues éstas generan elongación y contracción en el aparejo. Por ejemplo, para pozos con empacador permanente, se debe calcular la longitud óptima de las unidades selladoras para evitar la comunicación del aparejo du- rante una estimulación o inducción por los movimien- tos de la tubería; cuando el pozo esté en producción, la elongación no debe generar un peso tal sobre el empacador que dañe la tubería. Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos 1) El programa de intervención deberá considerar todas las posibles desviaciones que pueda sufrir en su desarrollo el programa, hasta lograr el obje- tivo. Por ejemplo, si al desenchufar las unidades selladoras, o desanclar el empacador, las unida- des no despegan, qué alternativas se pueden em- plear (vibración de tuberías, corte químico, corte térmico, etcétera. 2) En el proceso de introducción del aparejo se re- quiere efectuar una medición precisa de los tra 2 2
  • 57. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 57 RP= Relación de productividades. El efecto de la penetración y la densidad de las car- gas es mas pronunciado en la vecindad del pozo, mientras que a medida que se aleja su tendencia es menor. La figura 5 muestra el efecto de la penetra- ción y densidad de cargas sobre la RP. Como ejem- plo, para un RP de 1.0, y una densidad de cargas de 3 c/m, se requieren 16 pg de penetración, mientras con 13 c/m se requieren 6 pg de penetración. La fase angular entre perforaciones sucesivas, es un factor importante en la RP, la figura 6, muestra una reducción del 10 al 12%, en la RP, para sistemas de 0 a 90°, con una misma penetración. Existen otros factores que no dependen del sistema de disparo y que también tienen un marcado efecto sobre la RP, como son; el daño a la formación por el filtrado de fluidos de perforación, por compactación de la zona disparada etc. Ejemplo: Se desea disparar el intervalo 3015- 3075, en una for- mación de caliza con una permeabilidad de 4 md, el análisis del registro Sónico Dipolar proporciona una resistencia compresiva de 12,400 psi, el fluido espe- rado es gas y condensado, con una presión del yaci- miento de 4000 psi, la profundidad interior del pozo es de 3,100m, se planean utilizar pistolas de 2 1/8 pg, de diámetro, las cuales en pruebas API RP 43, tienen una penetración de 18 pg, en cemento con resisten- cia compresiva de 5000 psi, El fluido de terminación es agua. a) ¿Cuál será la penetración de la pistola para la formación de interés?, b) ¿Cuál deberá ser la presión diferencial requerida para disparar en condi- ciones bajo balance?. Solución: Aplicando la ecuación y sustituyendo valores se tie- ne: = 9.53 pg Aplicando la ecuación para pozos de gas, la presión diferencial requerida para disparar en condiciones de bajo balance es: = 2095 psi La profundidad del pozo es 3000 m, el pozo será ter- minado con agua dulce por lo que la hidrostática ejercida al nivel medio del disparo son 304.5 kg/cm2 (4,330 psi), requerimos aplicar 2,095 psi de diferen- cia ((2,235 psi) por lo que el nivel de fluidos deberá encontrarse a 1570m, en otras palabras el pozo ten- drá una columna de agua de 1430 mts. Procedimiento de operación 1. Solicitar el servicio de disparos, una vez que el árbol y las conexiones superficiales estén proba- dos con la presión de trabajo, de acuerdo al for- Figura 5 Efecto de la penetración y densidad de disparo sobre la relación de productividades. 0 3 6 9 12 15 18 21 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 QSPAVI9D969Ã9@ÃQ@I@US68DPIÃÃQVGBà 90 Fase diametro 0.5 sin zona dañada PRIMEROS ESTUDIOS 13 C/M - 90 FASE 26 C/M 13 C/M 6 C/M 3 C/M o S @ G 6 8 D P I Ã9 @ ÃQ S P 9 V 8 U D W D 9 6 9 QSPAVI9D969Ã9@ÃQ@I@US68DPIÃÃQVGBà 0 3 6 9 12 15 18 21 0.7 0.8 0.9 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 90 120 180 0 O O O O #Ãph…th†ƒvr qvh€r‡…‚Ã$ÃÅ †vÃ“‚hÃqhxhqh Ah†r Equivalente a agujero abierto S @ G 6 8 D P I à 9 @ ÃQ S P 9 V 8 U D W D 9 6 9 Figura 6 Efecto de la fase sobre la RP. ))4.125*(086.0( *18 − = H3HQ 37.0 4 3500 =GLI3 108 mantenimiento convencional, tales como registros geofísicos de correlación de pozos vecinos, históri- co de barrenas, ritmos de penetración, etcétera. Los registros geofísicos son fundamentales para el cálculo de los gradientes de presión de poro y frac- tura. Estos dan la pauta para la selección adecuada la densidad del lodo, con lo que se evitan problemas durante la profundización; al mismo tiempo, los gradientes de presión se emplean para diseñar la tu- bería de revestimiento que se va a emplear en esta etapa del pozo. Por otro lado, el histórico de barrenas y los ritmos de penetración sirven para hacer una buena selección de al comparar su comportamiento en formaciones similares. Así se reduce el número de viajes para cam- bio de barrena y, por lo tanto, se puede calcular con mayor precisión el tiempo requerido para perforar el intervalo que se va a profundizar. Cuando se tiene un pozo con intervalos abiertos, y se desea efectuar una profundización, es necesario obturar todos los intervalos y probarlos hidráulica- mente de manera que se garantice la hermeticidad del pozo antes de efectuar la profundización. Procedimiento operativo a) Con un molino del diámetro adecuado, se debe reconocer hasta la profundidad interior del pozo y rebajar los accesorios de la tubería de revesti- miento (zapata guía, cople de retención etcétera). b) Efectuar viaje de limpieza con canastas chatarreras y tubería de trabajo; circular en el fondo del pozo el tiempo necesario para evitar que la barrena su- fra daños durante su operación, si es necesario, considerar correr baches viscosos c) Armar sarta de perforación de acuerdo con los requerimientos del objetivo (sarta penduleada, em- pacada, etcétera). d) Una vez alcanzada la profundidad de interés, efec- tuar viaje corto y acondicionar el agujero para to- mar registros eléctricos y sacar la barrena a la su- perficie. e) Tomar los registros programados: DI/ RG= Doble Inducción/Rayos Gamma SÓNICO DIGITAL/RG= Sónico digital/rayos gamma DLL/RG= doble laterlog/rayos gamma SP/RG= potencial espontáneo/rayos gamma FDC-CNL/RG= registro sónico de densidad-registro de neutrón compensado/rayos gamma FMI/ RG= registro de imágenes/rayos gamma f) Armar el liner con la tubería de revestimiento has- ta la profundidad perforada, la cual podría tener la siguiente distribución: zapata flotadora c/doble válvula, un tramo de T.R, cople flotador un tramo de T.R, cople de retención, la cantidad de tramos de T.R. requeridos, conjunto colgador, tubería de perforación. g) Probar el equipo de flotación una vez armado el líner. Esto es, bombear por el interior de la tubería un fluido de menor densidad, con el objetivo de crear una diferencial entre la columna hidrostática del interior de la tubería y el espacio anular. El equi- po de flotación trabajará adecuadamente en la me- dida que impida el flujo del espacio anular hacia el interior de la tubería de perforación (TP). h) Introducir el liner hasta la profundidad programada de acuerdo con los procedimientos establecidos. i) Efectuar el ajuste de tubería. Se recomienda dejar la zapata +/- 1 m arriba del fondo perforado cir- cular para homogenizar las condiciones reológicas del lodo a la entrada y salida. j) Instalar cabeza de cementar y anclar el conjunto colgador de T.R. de acuerdo con los procedimien- tos de operación. k) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación para asignar tareas específicas para evitar incidentes que puedan po- ner en riesgo el éxito de la operación. l) Efectuar cementación de T.R. de acuerdo con el diseño elaborado. m)Efectuar las operaciones subsecuentes para una terminación del pozo. Taponamiento definitivo Existen dos razones básicas para taponar un pozo: La primera, cuando el pozo ha terminado su vida
  • 58. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 58 mato requerido, especificando diámetro de pisto- la, fase, tipo, etc. Además de datos del pozo (Diá- metro de tuberías profundidad interior, intervalo por dispara etc.) 2. Efectuar la reunión de seguridad entre el per- sonal del servicio de disparos, de apoyo, tripula- ción del equipo, donde se explicará la operación a realizar, las medidas de seguridad y se asigna- ran funciones. 3. Instalar la Unidad de disparos, aterrizar la mis- ma, instalar señales de advertencia (peligro, ex- plosivos, no fumar y apagar radios y teléfonos celulares, etc.) 4. Probar el lubricador con una presión equiva- lente a la de trabajo del árbol de válvulas 5. Calibrar el pozo con un sello de plomo y ba- rras de contrapeso del diámetro y longitud de pis- tolas a utilizar. 6. Tomar registro de coples para correlacionar profundidad del disparo de la profundidad inte- rior hasta 100 m arriba de la cima del intervalo a disparar. 7. Afinar la profundidad del disparo correlacionando las curvas del registro de corre- lación y el tomado previo al disparo. 8. Armar las pistolas de acuerdo a los procedi- mientos de seguridad establecidos. De preferen- cia con luz diurna, en caso de tormentas esperar el tiempo necesario. 9. Introducir las pistolas al pozo y bajarlas a una velocidad moderada (se recomienda de 20 a 30 m/min.) para evitar daños en las mismas que im- pidan su funcionamiento en el pozo. En caso de falla en la pistola, al sacarla extremar precaucio- nes, revisarla y determinar las causas que origi- naron su falla. 10.Colocar la pistola frente al intervalo a disparar ( en caso de intervalos grandes se recomienda dispar la primer corrida de la parte inferior hacia la superior ). 11.Sacar las pistolas disparadas, observar el esta- do de las mismas en cuanto a cargas disparadas expansión máxima y longitud recuperada. Al término del disparo el encargado del servicio de disparos, deberá reportar en la bitácora del equipo los detalles de la operación. Procedimientos prácticos para disparar óptimamente 1. Seleccione la pistola con base en los datos de las pruebas de la Sección 2, del API RP-43, Tercera Edición, octubre de 1974. Corrija los resultados de los datos de las pruebas API de acuerdo con la resistencia a la comprensión de la formación que va a ser disparada. Las pruebas superficiales efec- tuadas de acuerdo con la Sección 1 del API RP-43 son de un valor muy limitado en la selección de las pistolas. 2. El claro de las pistolas debe ser muy conside- rado en cada operación para optimizar la pene- tración y el tamaño del agujero. Las pistolas para disparar a través de las tuberías de producción están normalmente diseñadas para dispararse con un claro igual a cero cuando no están desfasadas. Si las pistolas para disparar a través de la tubería de producción son detonadas con claros diferen- tes de cero o probablemente de ½ pg., la penetra- ción estimada y el tamaño del agujero deberán corregirse por el claro de la pistola y por la resis- tencia de la formación a la compresión. 3. El método preferido para disparar consiste ge- neralmente en disparar usando fluidos limpios, li- bres de sólidos, no dañantes, y manteniendo una presión diferencial hacia el pozo. Normalmente es suficiente con mantener una presión diferencial hacia el pozo de 200 a 500 lb/pg2. 4. En calizas o dolomitas, puede ser conveniente disparar en HCI o ácido acético, con una presión diferencial hacia la formación, si se usa aceite o agua limpia que proporcionen la carga hidrostática requerida para controlar el pozo. 5. No es recomendable disparar en aceite, en agua, o en ácido bajo una columna de lodo. 107 l) Sacar el molino iniciador a superficie, armar y meter el molino ventana junto con los molinos sandía, para abrir y conformar la ventana. La fi- gura 32 muestra un diseño típico de sarta. m) Una vez realizada la ventana, el siguiente paso es el cambio de sarta por una navegable, similar a la de la figura 9, para construir el ángulo requerido y direccionar el pozo hacia el rumbo establecido. La fi- gura 33presenta una ejemplificacióndedichoproceso. Profundizaciones Este tipo de intervenciones se realiza cuando: 1. Los pozos son terminados en la cima de la forma- ción productora. 2. Se tienen antecedentes de acumulaciones de hi- drocarburos a profundidades mayores. Básicamente, el proceso consiste en romper la za- pata y perforar hasta la profundidad programada. Algunas veces, la presencia de pescados dificulta esta operación; en tal caso se recomienda realizar una ventana en la tubería de revestimiento de acuer- do con el procedimiento visto en el inciso III, y salir lateralmente hasta la profundidad de interés. La planeación del trabajo de profundización requie- re de información adicional a la utilizada para un Tornillo de sujeción Figura 31. Ejemplificación de anclaje de cuchara. Molino Ventana Molino Sandia o Watermelon Tubería hevi -weight Figura 32 Ejemplificación de una sarta típica para abrir una ventana. Figura 33 Ejemplificación del direccionamiento de un pozo.
  • 59. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 59 6. Cuando se dispare en lodo o con fluidos rela- tivamente sucios, debe reconocerse que : · Es virtualmente imposible remover los tapones del lodo o sedimentos de todos los disparos por sondeo o por flujo. · Los tapones de lodo o sedimento no son fácil- mente removidos de los disparos, con ácido o con otros productos químicos, a menos que cada disparo sea fracturado con bolas selladoras. Las herramientas lavadoras de disparos y las de son- deo instantáneo han probado su efectividad para remover los tapones de lodo de los disparos en algu- nos pozos terminados en formaciones de arena con- solidada. 7.- No debe permitirse que los lodos de perfora- ción y los fluidos de terminación sucios entren a los disparos durante la vida del pozo, el agua o el aceite sucios pueden ser muy perjudiciales, debi- do al taponamiento de los disparos o de la forma- ción de sólidos. 8.-Los disparos taponados con lodo contribuyen a la presentación de estos problemas: · La productividad de los pozos puede ser aprecia- blemente reducida. · La recuperación de aceite o gas puede reducirse apreciablemente, dependiendo del tipo de empu- je del yacimiento y los procedimientos de termi- nación. · La eficiencia de la inyección de agua o de otros métodos de recuperación mejorados pueden re- ducirse grandemente. · Algunos pozos exploratorios pueden ser abando- nados como resultado de baja productividades indicadas erróneamente durante las pruebas de formación o de producción. · Pueden presentarse frecuentemente problemas de arenamiento en los pozos, al generar altos ritmos de flujo a través de unos cuantos disparos, al per- manecer taponados la mayoría de los disparos. · La probabilidad de que se presenten problemas de confiscación o dignación de gas o gas aumen- ta cuando un porcentaje alto de los disparos es- tán taponados. Selección optima de disparos utilizando Software Técnico El diseño optimo de los disparos actualmente se hace utilizando el Software técnico actualizado llamado W.E.M. (Well Evaluation Model) versión No 10, el cual es un sistema muy amigable que lo lleva a uno facilmente para el diseño de los disparos para esco- ger el tipo y la pistola, densidad de las cargas, la fase, la penetración y el diametro del agujero optimo. Hay dos formas de introducir los datos al programa: 1 Existe un dibujo de todas las partes que con- forman el sistema de producción desde el fondo por el tipo de yacimiento hasta la superficie con el tamaño del estrangulador y la presion en la superficie, por lo cual señalando cualquier parte del sistema aparece la pantalla correspondiente para ser llenada y asi sucesivamente hasta termi- nar con todas las pantallas y posteriormente co- rrer el programa. 2 La otra forma es señalando programa de la barra de herramientas y un semaforo que se en- cuentra en luz verde y automaticamente el pro- grama muestra la primera pantalla y posteriormen- te la siguiente hasta terminar de llenar todas las pantallas, por lo que se tiene más orden en la ali- mentación del programa. La primera pantalla solicita los datos de entrada como la temperatura estatica, si el pozo es desviado ó ver- tical, el tipo de flujo, la profundidad de referencia de los datos. Posteriormente la siguiente pantalla solici- ta el tipo de yacimiento si es de gas, aceite, gas y condensado, agua (inyector), si es productor o de inyección, si el flujo es por TP, Espacio Anular, com- binado ó por la tuberia de revestimiento y si el flujo es natural o con sistema artificial de Bombeo Neumatico. Posteriormente el nombre del yacimiento y tipo de flujo, la siguiente pantalla es si se señalo que el yaci- miento es de gas solicita las caracteristicas de gas como es la gravedad especifica, contenido de CO2, N2 y H2S, asi como la producción de agua y la gra- vedad especifica del agua, posteriormente solicita la temperatura en la superficie. 106 Procedimiento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora. a) Escariar el pozo cuando menos 50 m abajo de la profundidad de anclaje del empacador. b) El anclaje del empacador para la cuchara puede llevarse a cabo con unidades de registros geofísicos o con la tubería de trabajo; sin embar- go se recomienda hacerlo con la unidad de re- gistros, debido a que la operación se realiza más rápido. c) Tomar un registro giroscópico para ubicar el pozo de acuerdo con las coordenadas objetivo plan- teadas, además de hacer la impresión de la guía del empacador para orientar la cuchara en super- ficie. d) Armar y orientar la cuchara en superficie, con el molino iniciador y la sarta de trabajo. Medir cada uno de sus componentes, anotar dichas medidas en la bitácora de operación del equipo. e) Bajar la cuchara a la profundidad del empacador a una velocidad de introducción constante. Se de- ben evitar, en lo posible, los frenados bruscos de la tubería al sentarla en cuñas para hacer la co- nexión. f) Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia abajo y estática 50 m antes de llegar a la profundi- dad del empacador. g) Efectuar el ajuste y enchufar la guía de la cuchara dentro del empacador. h) Cargar peso a la cuchara (normalmente se requiere de 8 a 10 ton) para romper el perno de sujeción del molino iniciador con la cuchara. La figura 30 mues- tra una ejemplificación del proceso de ruptura del tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara. i) Levantar el molino iniciador. Se recomienda de 1 a 2 m arriba de la cuchara, y marcar la profundi- dad en la tubería. j) Conectar la flecha e iniciar la circulación de fluidos y rotación de la herramienta de acuerdo con las condiciones determinadas previamente. k) Operar el molino iniciador sobre la tubería de re- vestimiento y la cuchara más o menos 1 m. El objetivo es marcar la tubería y hacer huella para operar el molino ventana. Figura 29. Esquematización del anclaje de un empacador para cuchara. Figura 30 Anclaje de cuchara para la apertura de la ventana. M o l i n o i n i c i a d o r T o r n i l l o d e s u j e c i ó n C u c h a r a D e s v i a d o r a G u í a d e c u c h a r a E m p a c a d o r
  • 60. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 60 Posteriormente solicita la cima y base del yacimiento y temperatura de fondo, posteriormente solicita los datos de la o las tuberias de revestimiento como es el diametro, peso, grado, longitud y el tipo de junta e indica la rugosidad de la misma automaticamente. Posteriormente la litologia y presión del yacimiento, la permeabilidad y porosidad del mismo, la geometria como es el radio de drene, diametro del agujero, el intervalo neto, las diferentes tipos de permeabilidades, el tipo y diametro del daño. Posteriormente la configuración del pozo o sea el flui- do de terminación como es agua, diesel, lodo ó gas y la densidad del mismo fluido y asi mismo la resis- tencia a la compresión del cemento. Posteriormente la siguiente pantalla es donde se tiene los datos de la Tuberia de producción desde el diametro, peso, gra- do y tipo de rosca, etc. ,y de las diferentes tipos de pistolas, por Compañía de Servicio, si son expandibles, desintegrables, el tipo de carga y el diametro de agujero o si se quiere penetración y el rango máximo y minimo del diametro que se quiere diseñar, nos proporciona graficas de cada tipo de pistola de acuerdo a la fase y claro en donde propor- ciona datos de la presión del disparo por el diferente claro que se tiene en el pozo . Cabe mencionar que es una base de datos muy completa y asi mismo existe un apartado para meter una nueva tipo de pistola con todos sus datos para poder utilizarla en el dise- ño. Finalmente se corre el programa y proporciona una grafica en donde se observa la mejor opcion de las pistolas a disparar ya que proporcionan la mejor pro- ducción por dia y asi mismo se pueden combinar diferentes tipos de diametros de tuberia de produc- ción y ver el diametro optimo y realmente se pueden hacer muchas cosas con el programa ya que lo an- terior es una breve descripción del mismo y como se menciono anteriormente el programa es muy ami- gable. X. ESTIMULACION DE POZOS Entre los mas importantes desarrollos tecnológi- cos con que cuenta la industria petrolera están los métodos de Estimulación de Pozos. Tal es su im- portancia que no existe pozo en el mundo en que no se haya aplicado uno o mas de estos métodos. El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen a la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño oca- sionado por la invasión de los fluidos a la forma- ción durante las etapas de Perforación y Termina- ción del pozo. Dependiendo del tipo de daño pre- sente en la roca y la interacción de los fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reactivas y reactivas. Determinación y tipo de daño a la formación El daño a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozos debido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo. Componentes del daño Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor de daño, sin embargo, el efecto total de daño involucra varios factores, donde algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño total se representa por la siguiente ecuación: es el daño por terminación parcial y ángulo de desviación, Sp es el daño por efectos del disparo y Sd es el daño por invasión de los fluidos. Figura 7 Restauración o mejora de las condicio- nes de flujo por estimulación o fracturamiento.. St = Sc + θ + Sp + Sd + ∑ pseudodaño 6p ÃT 105 q) Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la espe- ra de fraguado armar la herramienta desviadora de acuerdo con la figura 27. Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara. La apertura de ventanas con herramientas desvia- doras tipo cuchara difiere del método con cortado- res de tubería. Sin embargo, las consideraciones mencionadas anteriormente también son válidas en este caso. Las diferencias radican, básicamente, en el procedimiento operativo para la apertura de la ventana, debido a que se requieren herramientas adicionales, como un empacador de cuchara, la cu- chara misma y los molinos necesarios para la aper- tura de la ventana (iniciador o started mill, molino ventana o window mill, molinos sandía o water- melon). La figura 28 presenta los esquemas de di- chas herramientas. Barrena MWD Motor de fondo Drill collar corto Drill collar Antimagnético Tubería havi- weight Figura 27. Sarta navegable típica para la construc- ción de ángulo para perforar en dirección. Figura 28 Herramientas comúnmente empleadas para la apertura de ventanas con cuchara des- viadora (Cortesía de Baker Oil Tools). Tornillo de sujeción a) Empacador de cuchara b) Cuchara desviadora c).- Diferentes tipos de Molinos Molino Iniciador Molino sandia o (Started mill ) (Watermelon) Molino ventana o
  • 61. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 61 Efectos del daño Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuan- titativa los efectos de los daños susceptibles de re- moverse a través del tratamiento de estimulación, para conocer tal efecto, se debe considerar un yaci- miento que no presenta ningún tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del pozo. Sin em- bargo, cuando se tiene un agujero revestido y dispa- rado, el flujo debe converger hacia las perforaciones de los disparos. Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento de la formación sufriendo alteracio- nes en sus características físicas, las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restric- ción al flujo a través de las perforaciones, y estas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación. Una vez eliminada las restricciones causadas por los disparos, es conveniente estimar cual seria el efecto de la productividad del pozo por la presencia del ver- dadero daño a la formación. Para tal caso, es nece- sario determinar el comportamiento de flujo, obteni- do de la presión de pozo fluyente y el gasto de pro- ducción a esa presión. Esto se determina para las diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona alterada o dañada. Origen del daño El daño a la formación puede ser causado por pro- cesos simples o complejos, presentándose en cual- quiera de las etapas de la vida de un pozo. El proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el mas importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de tu- berías de revestimiento, las operaciones de termina- ción y reparación de pozos e incluso por las opera- ciones de estimulación. La fuente de daño la propi- cia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación. Además, durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones de las características origi- nales de los fluidos o las de los minerales que consti- tuyen la roca. Los mecanismos que gobiernan el daño a un forma- ción pueden ser: Reducción de la permeabilidad absoluta de la forma- ción, originada por un taponamiento del espacio poroso o fisuras naturales. Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación, resultado de la alteración en las saturaciones de los fluidos o del cambio de la mojabilidad. Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la formación de emulsiones o alteraciones en sus propiedades. Tipos de daño La eficiencia de un tratamiento de estimulación de- pende principalmente de la caracterización y remo- ción del daño que restringe la producción. Varios tipos de daño pueden existir durante las diferentes etapas de desarrollo del pozo. A continuación se describen los tipos de daño que se pueden presentar durante las diferentes operacio- nes que se realicen en un pozo petrolero. Daño por invasión de fluidos Este tipo de daño se origina por el contacto de flui- dos extraños con la formación y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad y permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en ella o con los compo- nentes mineralógicos de la roca. La fuente principal de este tipo de daño es la perfora- ción misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetra- ción depende del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos ge- nera alguna diversidad de daño, como: Daño por arcillas.- La mayoría de las formaciones productoras contienen en mayor o menor cantidad arcillas, siendo estos minerales potencialmente fac- tores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuo- sos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración. Las arcillas presentes en la formación proviene por dos tipos de proceso, el primero se presenta de ma- nera mecánica, la cual ocurren en el deposito 104 2) Tomar registro de adherencia de cemento con coples (CBL/CCL) en la tubería donde se pretende efectuar la ventana. 3) Utilizar, por lo menos, la misma densidad del lodo con la cual se perforó el pozo original en el inter- valo que se abrirá la ventana. 4) Se recomienda una viscosidad del lodo 10-20 cp (de 70 segundos) y un punto de cedencia de 35-50 lbs/100 pies2) con la finalidad de mantener un óp- timo acarreo del recorte, y así cuantificar el volu- men de acero recuperado y controlar en superfi- cie el avance de la sección molida. 5) Tener las bombas equipadas con las camisas ne- cesarias para el gasto requerido de lodo (de 400 a 500 gpm). 6) Probar hidráulicamente con la presión de tra- bajo el tubo vertical (Stand Pipe), y unión gira- toria (Swivel). Procedimiento operativo para apertura de ventanas con corta tubo. a) Anotar las dimensiones de la herramienta cortadora de tubería en la bitácora de operación del equipo. b) Conectar a la sarta de molienda de acuerdo con el diseño típico mostrado en la figura 26. Consi- derar el número de lastrabarrenas (drillcollars), suficientes para proveer del peso requerido para la molienda. c) Probar hidráulica y mecánicamente en superficie, la apertura y cierre de las cuñas del cortador de tubería. d) Bajar la herramienta con la tubería de perforación necesaria hasta la profundidad programada. e) Iniciar el bombeo con el gasto requerido para la operación de la herramienta y localizar el cople de tubería de revestimiento a la profundidad de apertura de la ventana. f) Levantar la sarta de 3 a 4 m arriba del cople de la TR donde se desea abrir la ventana, marcar la tu- bería de perforación como la profundidad de ini- cio de la ventana. g) Verificar el peso de la sarta hacia arriba y hacia abajo y estática, además de las r.p.m. h) Con la herramienta situada a la profundidad de inicio de ventana, aplicar rotación a la sarta incrementando paulatinamente, hasta alcanzar de 100 a 120 r.p.m. i) Iniciar el bombeo incrementando lentamente has- ta alcanzar 400-500 gpm. j) Verificar el torque de la tubería, lo cual indicará que el corte está iniciando. Una vez que disminu- ya, será la señal que el corte se ha realizado. k) Iniciar la molienda o desbaste de la TR con una carga de 1 a 2 ton de peso sobre los cortadores. Se debe evitar cargar mayor peso pues puede dañar el desempeño de los cortadores. l) Anotar el avance metro a metro y tomar en cuen- ta el tiempo de atraso para la recuperación del corte de acero. Si la recuperación de recorte en superficie no corresponde al volumen de acero molido con respecto al avance, es recomenda- ble suspender la molienda y circular el tiempo necesario para limpiar el pozo y continuar con la ventana. m) Verificar los parámetros de molienda (peso sobre cortadores, gasto, ritmo de molienda, tiempo de los últimos tres metros molidos). n) Una vez que se haya cubierto la longitud requeri- da de ventana (normalmente de 20-30 m), circu- lar el tiempo necesario para garantizar la limpieza de la ventana. o) Sacar la herramienta y revisar sus cortadores en superficie. Es posible que durante la opera- ción se requieran viajes de limpieza con tubería franca. Esto dependerá del comportamiento reológico del lodo y del avance de la molien- da. p) Colocar un tapón por circulación de cemento como apoyo a la sarta navegable para desviar el pozo, de acuerdo con el procedimiento y cál- culos ya especificados. Este deberá cubrir por lo menos 20 m arriba del punto de inicio de la ventana.
  • 62. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 62 simultaneo con los otros minerales que conforman la roca, y el segundo de manera química, en que estos minerales se forman en el espacio poroso como el resultado de precipitados o reacciones de otros minerales con el agua de formación. Bloqueo de agua.- La invasión de fluidos acuosos propicia que en la vecindad del pozo se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca una área mojada por agua e incrementando la adsorción de esta a las paredes de los poros. Bloqueo de aceite.- Cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas, especialmente en zonas de baja permeabilidad, causaran reducciones en la permeabilidad relativa del gas. Bloqueo por emulsiones.- esto sucede cuando los fluidos de invasión se intermezclan con los conteni- dos en la formación. Los filtrados con alto pH o áci- dos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones suelen tener alta viscosidad. Cambio de mojabilidad.- Un medio poroso se encuen- tra mojado por agua facilita el flujo de aceite, y los fluidos de invasión a la formación tiene la tendencia de mojar la roca por aceite debido al uso de surfactantes cationicos o no ionicos, lo cual repercu- te en una disminución de la permeabilidad relativa al aceite. Daño por invasión de sólidos Uno de los mas comunes tipo de daño se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación , reparación y estimulación. Estos sólidos son forzados a través del espacio poro- so de la roca, provocando un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un daño severo en la permeabilidad de la roca. Este daño en lo general esta limitado a unos cuantos centímetros de la pared del pozo y su penetración depende principalmente del tamaño de las partícu- las y los poros. Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos pueden removerse en contraflujo, sin embargo muchas veces no se alcanzan presiones diferenciales suficientes y el daño puede ser mas severo. Adicionalmente las perdidas de volúmenes conside- rables de fluido de control, a través de fisuras, caver- nas o fracturas inducidas propician invasión consi- derable de sólidos a la formación siempre son difíci- les de remover. Daño asociado con la producción La producción de los pozos propicia cambios de pre- sión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos agua, acei- te y/o gas, con la consecuente precipitación y depo- sito de sólidos orgánicos y/o inorgánicos, generan- do obturamientos de los canales porosos y por lo tanto, daño a la formación. Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos de la formación es la migración de los fi- nos, presentándose generalmente en formaciones poco consolidadas o mal cementadas, provocando obturamientos de los canales porosos. Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su canalización o conificacion, provocando una reduc- ción en la producción del aceite e incluso dejando de aportar el pozo. Evaluación del daño Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la misma, se encuentra dañado en menor o mayor gra- do y se hace imprescindible la remoción del mismo para restituir las condiciones naturales de producción. Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo que el enfoque básico debe ser su prevención o por lo menos su minimización. Para lograr la remoción del daño es necesario avaluarlo y esto se puede realizar tomando en consi- deración los siguientes puntos: Revisión de operaciones previas a la actual del pozo.- Se basa fundamentalmente en las condiciones en que se perforo la zona productora, teniendo relevancia el tipo y características del fluido de perforación, así como sus perdidas; manifestaciones de los fluidos del yacimiento; análisis de la cementación de la tube- 103 Para su operación en campo, se aplica rotación y se mantiene una presión de circulación constante, pre- viamente determinada. La presión de bombeo ejer- ce una fuerza que mantiene las cuñas abiertas, hasta terminar el corte. Cuando esto sucede se observa una disminución de presión y la molienda continúa aplicando el peso requerido hasta moler la sección de tubería deseada. La figura 26 presenta un diseño de sarta típica para la apertura de ventana emplean- do cortadores de tubería. XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS Antes de iniciar o programar una operación de corte y molienda de tubería es necesario tomar en cuenta las siguientes consideraciones: 1) Tener fondo suficiente por abajo del punto donde terminará la ventana. Se recomienda como míni- mo 50 m, con el objetivo de que los recortes de tubería que se precipiten no lo obstruyan durante la operación de molienda. Figura 26 Diseño de sarta típica para una apertura de ventana MolinoCónico Cortador de Tubería Drill collar´s MartilloHico. Estabilizador Tuberíadeperf´n Desviador de flujo Drill collar´s a).- Cortador de tubería interno accionado hidráulica- mente b) Cuchara empleada con sarta de molienda para la apertura de ventanas. Figura 25 Herramientas utilizadas para la apertura de ventanas (cortesía Baker Oíl Tools).
  • 63. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 63 ría de revestimiento, así como de las operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación. Análisis del comportamiento de producción.- esto desde la terminación hasta las condiciones actuales, incluyendo el análisis de las pruebas de formación y producción. Lo anterior se debe comparar con el comportamiento de los pozos vecinos. Pruebas de laboratorio.- Los estudios de laborato- rios permitirá definir la mineralogía y la distribución de los minerales de la roca y reproducir las condicio- nes de daño. Para la determinación del daño proba- ble de la formación y del tipo de tratamiento para la remoción del mismo. Cuantificación del daño.- Se hace con la finalidad de definir las condiciones del daño en la formación y perforaciones. Para tal efecto debe tomarse en con- sideración de datos de producción así como de cur- vas de variación de presión y del análisis nodal, he- rramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño y estimar el efecto de su remoción. Selección del tipo de tratamiento Dependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas : estimulación matricial y estimulación por fracturamiento hidráulico, la diferencia entre es- tos dos tipos de estimulación recaen en el gasto y presión de inyección. Las estimulaciones matriciales se caracterizan por gasto y presiones de inyección por debajo de la pre- sión de fractura, mientras que los fracturamientos hidráulicos se utilizan gasto y presiones de inyección superiores a la presión de fractura. Datos del yacimiento Los parámetros mas importantes de análisis para di- señar un tratamiento de estimulación son: a) Permeabilidad b) Presión de yacimiento c) Porosidad d) Mineralogía de formación e) Densidad de los fluidos de la formación f) Saturación de los fluidos de formación g) Temperatura del yacimiento h) Profundidad de la formación i) Factor de daño Curvas de incremento y decremento El registro de presiones durante la producción de un pozo productor es de suma importancia, ya que de- pendiendo del comportamiento de las mismas du- rante su vida productiva se puede determinar que el yacimiento esta dañado, y para la comprobación del mismo se hecha mano de herramientas para la de- terminación de parámetros como la permeabilidad, factor de daño y conductividad del yacimiento. Estos parámetros se pueden determinar mediante el análisis de presiones registradas en el fondo del pozo tanto como fluyente como cerrado. Análisis de muestras y pruebas de laboratorio Análisis de muestras el éxito de un tratamiento en su gran porcentaje de- pende de los análisis y pruebas de laboratorio, que sirven para determinar y conocer el mecanismo de daño presente en la formación a estimular, para ello se enlista una serie de análisis y pruebas mas comu- nes. Análisis composicional. Esta prueba nos permite de- tectar la presencia de emulsiones, sedimentos organicos y/o inorgánicos, etc., que puedan estar provocando el daño al yacimiento. De este análisis se puede determinar la densidad, el contenido de parafinas y/o asfáltenos y resinas asfálticas contenidas en el crudo. En forma similar para el agua se determina la densi- dad, ph y sales disueltas en ella (cloruros). Además de las posibles emulsiones y sedimentos de origen organicos o inorgánicos (fierro). Análisis mineralógico. Este análisis se realiza para determinar el contenido de minerales y su propor- ción en la roca del yacimiento, es de suma importan- cia conocer la mineralogía ya que dependiendo de ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditi- vos. Este análisis se puede determinar de dos formas, fluo- rescencia y difraccion de rayos X, de los cuales se obtiene la distribución en forma cualitativa de los 102 1 6 : ( 3URHFFLyQ 3URHFFLyQ 9h‡‚†ÃqryÃ…‚t…h€h Ventana Prof. inici o desv. Prof. vert. cima EOCEN O. Prof. des. ci ma EOCENO Desp. BRECH AS EC OCEN O. Severidad Angul o máxi mo Rumbo Prof. vert. total Prof. des. total Desp. total Diámetr MV MD 5 3 1/2 3015 3040 3106 3135 3010-3050 m 3010 m 3630 m 3662 m 300 m 2.° / 30 m 22.12° N 72.00 W 3980 m 4040 m 330 m -400 -300 -200 -100 0 100 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 Programa 0 100 200 300 400 500 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000 2,200 2,400 2,600 2,800 3,000 3,200 3,400 3,600 3,800 4,000 4,200 Programa US†Ãƒ…‚t…h€hqh† Conductor X=513,983.40 Y=1’960,142.89 Objetivo X=513,669.46 Y=1’960,244.85 Rumbo N 72º W Desplazamiento 300 m Figura 24 Ejemplificación de una reentrada, sección vertical y desplazamiento horizontal.
  • 64. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 64 minerales presentes en la roca analizada. Pruebas de laboratorio Pruebas de compatibilidad De esta prueba se determina la mezclabilidad, homogeneización, dispersión y solubilidad, rompi- miento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de los fluidos de tratamiento con los fluidos contenidos en la formación productora. Prueba de emulsión Estas pruebas se realizan para determinar la canti- dad de ácido separada en el menor tiempo, la cali- dad de las fases ácido hidrocarburos (aceite) y la ten- dencia a precipitados de asfáltenos o lodo asfáltico. Prueba de análisis de agua de formación Se realiza esta prueba para determinar la tendencia de generación de incrustaciones de sales en los apa- rejos de producción y la precipitación de estas en la formación. Software técnico para el diseño de las estimulaciones El software debe contemplar los siguientes aspec- tos: a) Selección de candidato. Establecer en esta eta- pa la validación de los datos de tratamiento y la cuantificación de producción postfractura, te- niendo como meta principal la selección de po- zos con bajo riesgo y alto potencial. b) Establecer la naturaleza y localización del daño. El software debe ser capaz de identificar el daño y su posible origen, ya que de esto se despren- de la selección adecuada de los fluidos de trata- miento. c) Selección de los fluidos de tratamiento y sus aditivos en función del daño pronosticado. d) Determinación de la presión y gasto de inyec- ción. e) Determinación de los volúmenes de los fluidos de tratamiento. f) Desarrollar cédulas y estrategias de colocación de los fluidos de tratamiento. g) Definir etapas de limpieza del pozo. h) Análisis económico y rentabilidad del tratamien- to. TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS Después de la terminación de un pozo, en un mante- nimiento mayor o en el desarrollo de la vida produc- tiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo pro- ductor o inyector. Para lograr esto existen dos técni- cas principales de estimulación de pozo: la estimulación matricial y por fracturamiento, diferen- ciándose por los gastos y presiones de inyección. En esta sección se describirán los aspectos relevan- tes sobre las estimulación matricial. Estimulación Matricial Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo. El éxito de una estimulación matricial depende pri- mordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección es muy complejo, ya que se involucran diversos factores que varían ampliamente, entre los mas importantes es- tán: el tipo, severidad y localización del daño, y su compatibilidad con el sistema roca fluido de la for- mación. Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se divide en dos grandes grupos: - Estimulación matricial no ácida - Estimulación matricial ácida. Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y matriciales. Estimulación de limpieza. Es la que permite restituir la permeabilidad natural de la formación al remover 101 3965 3984 4085 3752 PT. 4085 C.A.A.M.B.N.M. DEFINIDO POR AGAVE 301 P.T. 4671 4135 4162 P.T.4217 C.A.A.4300 M.B.N.M. P.T.4543 K.S. K.I. M. PARAJE SOLO M.PARAJE SOLO 68UDWPÃHVTQ68 9DT@fPÃ`Ã@W6GV68DPIÃ9@ÃQSP9V88DPI 352(72 $*$9( %/248( 685(67(
  • 65. 6(,21 (6758785$/ /21*,78',1$/
  • 66. N.R. -3000 m. AGAVE - 223AGAVE - 65 LOC. AGAVE - 303 AGAVE - 221-AAGAVE - 301 3947 3860 EOCENO P.P. 4300 55-A 63 4200 LOC. 203 311 302 222 221A 223 241 -4600 -4600-4400-4200 -4000 -3800 1,962,000 m.N. 1,960,000 m.N. 1,958,000 m.N. 1,956,000 m.N. 512,000 m.E. 516,000 m.E. 201 232 57 301 LOC.242 3900 3600 65 3700 3800 4200 4100 4000 73 221 73D LOC. 303 C C´ 514,000 m.E. 4045 4085 Qo = 1434 BPD Qg= 14.81 MMPCD R.G.A.= 1,839 M3/M3 Presion T.P= 182 Kg/cm2 Est.= 1/2 Qo = 660 BPD Qg= 9.64 MMPCD R.G.A.= 2,599 M3/M3 Presion T.P= 140 Kg/cm2 Est.= 5/8 pozo produciendo en agujero descubierto, actualmente dañado por derrumbeen lazonaproductora. Qo = 509 BPD Qg= 6.69 MMPCD R.G.A.= 2,339 M3/M3 Presion T.P= 117 Kg/cm2 Est.= 9/16 DIU@SW6GPÃ9@ÃU@SHDI68DPI dib.: gpe.morales Nov./1997 3000 4500 5000 3500 4000 Figura 23. Plano de cimas y estructural del campo Agave, región Sur y planteamiento de pozos intermedios. 7 3 D 4 0 00 3 0 2 2 2 1 A 2 2 3 -4600 2 0 12 3 2 L O C .3 0 3 3 0 1 2 2 1 3 9 0 0 3 8 0 0 3 7 0 0 3 90 0 4 1 0 0 3 8 0 0 3 6 0 0 L O C .2 4 2 a) Plano estructural del campo, y planteamiento de un pozo intermedio Plano de cimas de campo y planteamiento de reentradas, para drenar mayor área del yacimiento.
  • 67. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 65 el daño. Estimulación matricial. Llamada también acidificación intersticial, es la que sirve para incrementar la per- meabilidad natural de la formación al disolver el áci- do parte del material calcáreo, agrandando los po- ros comunicados de la roca. Estimulación no ácida Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccio- nan químicamente con los materiales de la roca, uti- lizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, perdidas de fluido de control o depósitos organicos. Los flui- dos a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas, al- coholes o solventes mutuos, acompañados princi- palmente de surfactantes u otros aditivos afines. El éxito de estos tratamientos consiste en la buena se- lección del surfactante. Fenómenos de superficie El flujo de los fluidos a través del medio poroso esta gobernado por los fenómenos de superficie que re- presentan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concier- ne principalmente con la alteración de estas fuerza retentivas, manifestadas en los fenómenos de ten- sión superficial e interfacial, mojabilidad y capilari- dad. a) Tensión superficial La materia en sus diferentes estados esta compuesta por moléculas, las cuales presentan una tracción mutua llamada fuerza de cohesión y es una combi- nación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls. El desbalance de estas fuerzas en la interfaces crea energía libre de superficie. Entonces la tensión superficial la podemos definir como el trabajo por unidad de área equivalente para vencer la energía libre de superficie y se mide en dina/cm. b) Mojabilidad En la interfaces entre un liquido y un sólido también existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa un fuerza de adhesión por lo que el liquido es atraí- do al sólido. Cuantitativamente la mojabilidad se define como el producto de la tensión superficial por el ángulo de contacto en la interfase. El fenómeno de mojabilidad es importante para el flujo de aceite en un medio poroso, ya que si la roca se encuentra mojada por agua, la permeabilidad al aceite es mayor en el caso de que la roca este moja- da por aceite. c)Capilaridad Otro fenómeno de superficie es la capilaridad. Si un tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el agua se eleva en el tubo, en este caso la presión capilar será la fuerza requerida para soportar la columna de agua en el tubo dividida entre el área del capilar. En- tonces la presión capilar se define como la diferencia de presiones en la interfase. La estimulación no ácida se emplea para remover daños relacionados con las fuerzas retentivas del ya- cimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños por tensión interfacial, por mojabilidad, por depósi- tos organicos, entre otros. Los agentes de superficie (surfactantes) son los pro- ductos químicos que principalmente se utilizan en la estimulación matricial no reactiva, debido a su efi- ciente acción que permite alterar los fenómenos de superficie. Surfactantes Los agentes de superficie son compuestos de molé- culas orgánicas formados por dos grupos químicos, uno afín al agua (hidrofilico) y el otro afín al aceite (lipofilico). Dada esta estructura tienden a orientarse en un liquido, el grupo hidrofilico es mas soluble en agua que el grupo lipofilico, entonces las moléculas del surfactante se orientaran en la interfase agua aire con el grupo afín al aceite en aire y el grupo afín al agua en el agua. El hecho de que un surfactante busque una interfase implica que la tensión superficial o interfacial, pre- sión capilar y la mojabilidad de un liquido en un sóli- 100 Reentradas Cuando termina la vida productiva de un pozo y exis- ten zonas del yacimiento aún sin drenar, se puede aprovechar la infraestructura existen- te, como el estado mecánico o la loca- lización, con el fin de abrir una venta- na en el pozo y redireccionarlo hacia las zonas sin drenar. Esta opción re- sulta obviamente más barata que la de perforar pozos intermedios. La figura 23 muestra un plano estructural y de cimas en el cual se plantea la perfora- ción de varias reentradas. La profundidad de apertura de una ventana corresponde al punto de ini- cio de desviación y depende básica- mente de los requerimientos plantea- dos en el objetivo de la intervención, tales como desplazamiento, coordena- das, profundidad vertical desarrollada, etc. La figura 24 presenta una sección vertical de una reentrada. Una vez definido el punto de inicio de la desviación, el siguiente paso es de- cidir la forma de abrir la ventana. En la actualidad existen varias técnicas para llevar a cabo esta operación, las cuales dependen básicamente de las condiciones del pozo. Estas son eva- luadas mediante registros geofísicos (adherencia de cemento, desgaste de tubería, requerimientos de diámetro de agujero y tubería de explotación). Sin embargo, se pueden agrupar en dos grupos: el primero, es empleando un cortador de tubería hidráulico y el se- gundo mediante una cuchara mecá- nica y una sarta de molienda diseña- da especialmente para abrir una ven- tana en un costado de la tubería de revestimiento. La figura 25 muestra es- tas herramientas. Apertura de ventana con cortador de tubería o molinos de sección. El principio básico de operación de es- tas herramientas es la presión hidráu- lica de circulación y rotación; poseen la ventaja de que al aplicar presión se pueden localizar los coples de la tubería de revestimiento, con lo cual es posible efectuar el ajuste de la profundidad por cortar. A G A V E 3 0 1 E D O . M E C A N I C O A C T U A L 1 0 3 / 4 2 5 4 2 m 1 6 6 0 5 m 2 4 5 0 m B . L 5 4 5 9 9 m 7 5 / 8 4 1 5 0 m 5 4 0 1 2 5 m E m p . R T T s 7 5 / 8 4 0 1 5 m 4 4 9 2 - 4 4 4 5 m M e r c u r y K 5 4 3 9 8 m 4 2 8 5 - 4 2 7 0 m 4 3 2 5 - 4 3 1 6 m Figura 22 Estado mecánico para el ejemplo de aplicación de ex- clusiones.
  • 68. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 66 do se altere en mayor o menor grado y estos efectos se manifiestan en cualquier interfase, ya sea entre dos líquidos inmiscibles, entre un liquido y un sóli- do, etc. Por otra parte, dado que las rocas de formaciones productoras de hidrocarburos son silicas o calcáreas, los surfactantes actuaran de acuerdo con el carácter eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las con- diciones de mojabilidad de un liquido en un sólido. Clasificación de los surfactantes La tabla 2 muestra la clasificación con sus descrip- ción esquemática, las características de carga del gru- po soluble en agua, los grupos químicos mas impor- tantes y su uso principal. Utilización de los surfactantes La utilización de los surfactantes se manifiesta princi- palmente en los siguientes fenómenos: a) Disminución de las fuerzas retentivas de los flui- dos en el medio poroso. La acción bajotensora de los surfactantes per- mite reducir las fuerzas capilares en el medio poroso, este efecto tiene mayor importancia en formaciones de baja permeabilidad, de peque- ños poros, donde las fuerzas retentivas causan que los hidrocarburos no fluyan con la energía disponible. b) Mojamiento de la roca Cuando la formación en la vecindad del pozo llega a ser mojada por aceite, este se adhiere a la pared del poro incrementando el espesor de la película que moja la roca disminuyendo el área libre al flujo y eliminando el efecto de res- balamiento que produce una película de agua absorbida en la pared del poro. Todo esto trae como consecuencia una reducción en la per- meabilidad a los hidrocarburos. c) Rompimiento de emulsiones Cuando dos líquidos entran en contacto y se mezclan se llega a formar una esfera que ofre- ce un área de superficie mínima y una fuerte tensión interfacial. Los surfactantes actúan en las emulsiones reducien- do la tensión interfacial, lo cual permite romper la rigidez de la película, o neutraliza el efecto de los agen- tes emulsificantes. Requerimiento de los surfactantes Un surfactante debe cumplir con los requisitos si- guientes: · Reducir la tensión superficial e interfacial. · Prevenir la formación de emulsiones o romper las existentes. · Mojar de agua a la roca del yacimiento consi- derando la salinidad y el ph del agua utilizada. · No hinchar o dispersar las arcillas de la forma- ción. · Mantener la actividad de superficie a las condi- ciones de yacimiento. · Ser compatible con los fluidos de tratamiento y los fluidos de la formación. · Ser solubles en el fluido de tratamiento a la temperatura del yacimiento. Fluidos de tratamiento Los fluidos base utilizados en los tratamientos son oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y solu- ciones micelares. En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos como acerreador del surfactante, se emplean diesel, xileno, aromáticos pesados o kerosina con 2 o 3 % en volumen de un surfactante miscible o dispersable en aceite. Para tratamientos de estimulación usando agua como 8G6TDAD868DPI 9@T8SDQ8DPI 86SB6ÃTPGV7G@ @IÃ6BV6 BSVQPÃRVDHD8P 6QGD868DPI@T 6IDPID8P 86UDPID8P IPDPID8P 6IAPU@SD8P I@B6UDW6 QPTDUDW6 TVGA6UPT APTA6UPT TVGAPI6UPT APTAPI6UPT IPÃ@HVGTDAD86IU@T S@U6S969PS@T GDHQD69PS@T IPÃ@HVGTDAD86IU@T 8PHQV@TUPTÃ9@à 6HDI6T G6Ã86SB6à 9@Q@I9@Ã9@G QCÃ9@GÃTDTU@H6 TVGA6UPÃ9@Ã6HDI6 APTA6UPÃ9@Ã6HDI6 DICD7D9PTÃ9@à 8PSSPTDPI WDT8PTDAD86IU@T DICD7D9PTÃ9@à 8PSSPTDPI TDIÃ86SB6 QPGDH@SPT @TQVH6IU@T DICD7D9PTÃ9@à 8PSSPTDPI IPÃ@HVGTDAD86IU@T IPÃ@HVGTDAD86IU@T 768U@SDTD96T Tabla 2 Clasificación de surfactantes 99 a) Problemas de canalización de agua o gas de dife- rentes estratos. b) Conificaciones de agua y gas. c) Problemas en la vecindad del pozo (malas cementaciones primarias). El éxito en una exclusión depende básicamente de la identificación del problema. Esto se logra mediante el análisis de registros de producción, historias de producción, etcétera. Las gráficas convencionales de corte de agua contra el tiempo, se emplean para mostrar cambios drásti- cos en la producción de agua, que pueden indicar fallas repentinas en el pozo o la irrupción de un ca- nal altamente conductivo al agua. Sin embargo, la información proporcionada por estas gráficas es li- mitada. Las gráficas log-log (relación agua-aceite o (WOR o water-oil-ratio) contra el tiempo son útiles para identificar las tendencias de producción y los mecanismos que originan los problemas de produc- ción de agua o gas, debido a que la derivada de la WOR contra el tiempo se usa para diferenciar si la excesiva producción de agua o gas, es ocasionada por problemas de canalización o conificaciones. La figura 21 ejemplifica el comportamiento descrito. En la actualidad existen nuevas técnicas para realizar exclusiones, como la aplicación de cementos micro finos combinados con sistemas de geles, que permi- ten mayor penetración dentro de la formación y es- pacios restringidos como canales fracturas o microánulos. El volumen del fluido que se debe utilizar está en función directa de la longitud del intervalo dispara- do, que se encuentra en comunicación con la for- mación. Sin embargo, una práctica de campo es emplear de 30 a 90 sacos de cemento micro matriz, por cada 20 pies de intervalo expuesto, mientras que la cantidad de gel por emplear es una función del radio de penetración que se pretende alcanzar. Después de determinar la procedencia del agua y los volúmenes por utilizar se debe analizar la conve- niencia de realizar el trabajo, debido a la reducción de permeabilidad ocasionada por la inyección del sistema gel- cemento. Ejemplo 4: Se considera meter una sarta de perforación de 3.5pg, con un empacador probador recuperable tipo RTTS para tubería de revestimiento de 7 5 /8 a 4015 m, y excluir el agua salada del intervalo 4325-4270m, el cual presenta un corte de agua del 80%. Median- te registros geofísicos se determinó una porosidad del 12%. La tubería de explotación es de 5, como lo indica la figura 22. Se planea emplear geles y ce- mento. Calcular el volumen de cemento micro fino y la cantidad de gel requerido si se consideran 10 pies de penetración del gel. Solución: Para calcular el gel requerido de acuerdo con la pe- netración planeada se tiene: (15) Donde: Vf. volumen de geles (l) f es la porosidad en fracción hf. es la altura del intervalo disparado(m) rw. es el radio del pozo (pg) rp.- radio de penetración requerida (pg) Sustituyendo valores, el volumen de gel es de: Vf=0.5067x0.12x(4325-4270)2 x ( (10x12)2 -2.5)2 =48075 l Si se considera la utilización de 40 sacos de cemen- to micro matriz por cada 20 pies de intervalo dispa- rado se tiene: 1m=3.28 pies No sc= Figura 21. Gráfica log-log de la derivada WOR contra el tiempo para una canalización y conificación )(5067.0 22 Z S I UUK9I −××= φ x 40 = 360.8 Sacos de cemento (4325 - 4270) x 3.28 20 [ ] à 8‚vsvphpvy 8hhyv“hpvy Uvr€ƒ‚Ã9th† S r y h p vy  à h t ˆ h à h p r v ‡ r
  • 69. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 67 fluido acarreador, se debe utilizar agua limpia con 2 % de KCl o agua salada limpia, con 2 o 3 % en volumen de un surfactanta soluble o dispersable en agua. La utilización de alcoholes, solventes mutuos o solu- ciones micelares como fluidos base en la estimulación, han demostrado su efectividad en la remoción de bloqueos de agua, aceite o emulsión y depósitos orgánicos. En general estos fluidos se uti- lizan al 10 % mezclados con fluidos oleosos o acuo- so. Estimulación ácida Es en la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Uti- lizándose para la remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas), precipitaciones inorgánicas. Los fluidos a utilizar principalmente son los sistemas áci- dos. El éxito de estos tratamientos se basa en la se- lección del sistema ácido. Tipos de ácido Todos los ácidos tienen algo en común, se descom- ponen en ion hidrogeno y en un anion cuando se encuentra disuelto en el agua. El ion hidrogeno ge- neralmente se representa por el símbolo H+ y reac- cionan con los carbonatos de la siguiente manera: H+ + CaCO3 ® Ca++ ® H2O + CO2 Además los ácidos tienen sabor amargo y un ph menor a siete. Acido Clorhídrico (HCl) El ácido clorhídrico es el mas utilizado para la estimulación de pozos, es una solución de hidrocloro en forma de gas en agua y se disocia en agua rápi- damente y completamente hasta un limite del 43 % en peso a condiciones estándar y esto le da la condi- ción de ácido fuerte. En el mercado se encuentra hasta una concentración del 32 % en peso y se le conoce como ácido muriatico. La reacción básica entre el ácido clorhídrico y la ca- liza es la siguiente: 2HCl + CaCo3 CaCl2 + H2O + Co2 y la reacción con la dolomita es similar pero la com- posición química es ligeramente diferente: 4HCl + CaMg(CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2 H2O + 2Co2 Acido Fluorhidrico Este acido es el unico que permite la disolucion de minerales silicos como las arcillas, feldespatos cuar- zo, etc. En el mercado se puede obtener en solucio- nes acuosas del 40 al 70 % en peso o como un mate- rial puro en forma de anhidrita. Acidos orgánicos Otro de los ácido autilizados en forma individual o en conjunto con el ácido clorhídrico son el ácido acé- tico y el fórmico, estos ácidos orgánicos son consi- derados mucho mas débiles que el ácido clorhídri- co. Entre estos podemos citar entre los mas comu- nes: Acido acetico. Su utilizacion principal por su lenta reaccion con los carbonatos y el metal es la remosion de incrustaciones calcareas y en la estimulacion de calizas y dolomitas a altas temperaturas. Acido formico. Es mas fuerte que el acido acetico y suprincipal uso es en la estimulacion de rocas calcareas en pozos de alta temperatura. Aditivos Entre estos se encuentran comúnmente: a) Surfactantes b) Inhibidores de corrosión c) Agentes no emulsificantes d) Agentes controladores de fierro e) Reductores de fricción f) Agentes emulsificantes g) Agentes espumantes h) Solventes mutuos i) Agentes retardadores de reacción, entre otros. Diseño de una estimulación La planeación y el diseño de una estimulación no ácida consiste de los pasos siguientes: 1. Evalúe e identifique el tipo de daño, en caso 98 para desenchufar el soltador y cerrar la camisa de circulación del retenedor. q) Circular en inverso para desalojar el exceso de cemento y limpiar la tubería de trabajo. r) Sacar la sarta de trabajo a superficie. Incorporación y ampliación de intervalos Algunas veces, al realizar pruebas de variación de presión y de análisis nodal, se determina la existen- cia de daño en el pozo por convergencia de fluidos, mismos que se corrigen mediante redisparos y/o ampliación del intervalo productor. Por otro lado, cuando los requerimientos de producción lo deman- dan y el espesor del yacimiento lo permite, se amplía el intervalo productor. Igualmente cuando se tienen arenas productoras con presiones de fondo simila- res que no constituyen un riesgo de convertirse en zonas ladronas por diferencia de presión. Todo lo relacionado con este tema se detalla en la sección titulada terminación de pozos. Obturamiento parcial de intervalos El obturamiento parcial de intervalos reali- zado de manera intencional y con la finali- dad de evitar la producción de fluidos no deseados (agua o gas), se conoce como exclusión. Este problema se origina por una diferencia en la movilidad de los flui- dos en el yacimiento. En la vecindad del pozo, el gas y el agua tienen mayor movilidad que el aceite. La explotación irracional genera un incremen- to en la producción de estos fluidos, lo que ocasiona problemas en su manejo. Cuan- do esto sucede es necesario el reacon- dicionamiento del pozo mediante el obturamiento parcial del intervalo produc- tor. La técnica de aplicación para estas inter- venciones es similar a la anteriormente explicada en el inciso. Sin embargo, en este caso se requieren operaciones adicio- nales como: a) Moler la herramienta cementadora utili- zada y rebajar el cemento, b) Descubrir el intervalo productor y pro- bar su obturamiento con un 60% de la presión máxima de la tubería de reves- timiento. c) Redisparar la cima o base del intervalo (alta rela- ción gas-aceite o agua-aceite, según sea el caso). El inconveniente de aplicar dicha técnica es el radio de penetración del cemento en la formación, por lo que no siempre es efectiva. En general los problemas de producción de fluidos no deseados, pueden agruparse en tres grupos: 5425-5475m Retenedor a 5415m 5425-5475m Retenedor a 5415m PI= 5500m PI= 5500m Estado Mecánico Antes Estado Mecánico después Figura 20. Ejemplo de una operación de cementación presión.
  • 70. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 68 de no lograr su identificación no es recomen- dable aplicar los tratamientos no-reactivos. 2. Seleccione el fluido de tratamiento y sus aditi- vos, de acuerdo con las pruebas de compati- bilidad y análisis de núcleos descritos previa- mente. 3. Realice una prueba de admisión o inyectabilidad para determinar los gastos y pre- siones a manejar, además de los requerimien- tos de potencia. En el caso de no contar con ellos, estímelos como se indica a continuación: a) Calcule la presión de fractura: Pf = Presión de Fractura (psi). Gf = Gradiente de Fractura (psi/pie ) D = Profundidad (pie) b) Obtenga la presión máxima: c) Determine el gasto máximo de inyección, como se indica: Donde: K =Permeabilidad, mD H = Espesor de la formación,pie m = Viscosidad, cp re = Radio de drene, pie rw= Radio del pozo, pg. 4. Determine el volumen de tratamiento de acuer- do a la longitud del intervalo a tratar y el radio de penetración de la zona dañada, en general se reco- mienda una penetración de 2 a 5 pies, y en el caso de intervalos con longitudes mayores a 50 pies em- plear desviadores de flujo para que el tratamiento se realice de manera selectiva. Emplear la siguiente formula, tanto para tratamien- tos reactivos como no reactivos cuando estos sean de limpia. Para estimulación ácida en areniscas emplear el si- guiente método para calcular el volumen de fluido de tratamiento. En estos tratamientos se utiliza una mezcla de HCl-HF, siendo el ácido fluorhídrico el que reacciona con el sílice, para altas temperaturas se recomienda el uso de HF-ácidos orgánicos. Dadas las características de la reacción del HF, estos tratamientos están limitados a penetraciones de 1 a 3 pies de la pared del pozo. Debido a las reacciones indeseables que se tienen con los carbonatos y salmueras de la formación, esta técnica propone la inyección de cuando menos tres tipos de fluidos: el de prelavado, el de estimulación y uno de desplazamiento. Fluido de prelavado.- El objetivo de este fluido, es crear una barrera física entre el HF y el agua de la formación, previniendo la precipitación de fluosilicatos y fluoaluminatos de sodio y de potasio. El volumen dependerá del contenido de material calcáreo y del desplazamiento del agua congénita de la vecindad del pozo. El fluido de prelavado consiste generalmente de un ácido clorhídrico o un ácido orgánico. El volumen requerido para disolver el material solu- ble en HCl a una distancia r x está dado por: Donde: VHCl = Volumen requerido, (gal.) XHCl = Fracción en peso del material soluble en HCl. b = Poder de disolución del ácido. Los cálculos anteriores deben ajustarse a reglas de- ducidas de la experiencia de campo, ya que no exis- ten fórmulas exactas para su obtención. Fluido de estimulación.- El objetivo de este fluido es '*3 II ×= ( )'33 IPD[ ××−= ρ433.0 )/( )(1097.4 6 ZH ZVI PD[ UU/Q 33K. 4 µ −× = − )(5.23 22 Z[I UUK9I −××= φ β φ )()1(5.23 22 Z[+/ +/ UU;KI 9 −− = 97 (8) Donde: D es la profundidad de interés (m). rf .- es la densidad del fluido en (gr./cc) Si se sustituyen valores, la presión hidrostática que la columna de cemento ejerce es mientras la columna de agua en la interface con el cemento, está dada por la diferencia de profundidad de anclaje del retenedor y la columna de cemento; es decir, 5,415 - 1604 = 3811m, equivalente a 381.1 kg/cm2. La suma de estas presiones es igual a 299.9+388.1=681 kg/cm2. Para el ejemplo considérese que se determinó me- diante una prueba de admisión previa con una pre- sión de ruptura de la formación de 850 kg/cm2, por lo que la presión en superficie necesaria para forzar el cemento hacia la formación es: (9) Donde: Ps. es la presión en superficie Pr. es presión de ruptura Phff. es la presión frente al intervalo productor Ms. margen de seguridad Si se sustituyen valores y se considera un margen de seguridad de 21 kg/cm2, Ps=850-(680+21)=148 kg/cm2 Procedimiento operativo en campo a) Armar la herramienta cementadora (retenedor de cemento). b) Bajar la herramienta con la sarta de trabajo hasta la profundidad de anclaje; en este caso, 5415m. c) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación, con la finalidad de asig- nar tareas especificas al personal y evitar riesgos in- necesarios. d) Anclar la herramienta cementadora en presencia del operador o personal técnico de la compañía de servicio, según sea el caso, de acuerdo con los pro- cedimientos especificados para la misma e) Cerrar los rams anulares del preventor y probar la hermeticidad del espacio anular. Se recomienda un 50 % de la presión de superficie calculada para for- zar la lechada de cemento hacia la formación. f) Instalar las unidades con cemento, pipa con agua y unidad de alta presión. g) Probar conexiones superficiales de control con la presión máxima de trabajo de las mismas. h) Abrir preventores y desenchufar el soltador del retenedor. Se recomienda levantar la sarta de 2 a 3 m, para verificar su libre movimiento. i) Efectuar una prueba de admisión para garantizar la circulación de fluidos a través de la válvula del retenedor y formación. j) Bombear, en caso de requerirse, bache lavador. (Para el ejemplo no se considera). k) Mezclar y bombear el cemento, verificando en todo momento que la densidad de la lechada sea la re- querida. Para el ejemplo de 1. 87 gr./cc, y un volu- men de 4,136 l. de cemento. l) Bombear segundo bache separador, en caso de emplearse. m) Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado para el desplazamiento; para el ejemplo de 16,09l l. n) Bajar y enchufar el soltador en el retenedor, y car- gar el peso necesario para evitar la comunicación en el espacio anular. o) Cerrar los preventores y bombear el volumen de inyección, el cual depende de las presiones en su- perficie alcanzadas. Represionar gradualmente el es- pacio anular mientras se realiza la inyección, de acuerdo con el comportamiento de la presión de in- yección. p) Una vez concluida la inyección, abrir los preventores y levantar la sarta de trabajo de 2 a 4 m, 10 [' 3KII I ρ = )(Pr 0V3KII3V +−= 1604 x 1.87 10 =299.9 kg / cm2
  • 71. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 69 remover el daño y la mezcla más común es 3% de HF y 12 % de HCl. Esta mezcla debe ser debidamente inhibida y formu- lada de acuerdo a pruebas de laboratorio. Existen varios métodos de simulación para determi- nar el volumen óptimo de acuerdo con los minerales de la formación y su distribución. A continuación se presenta el más sencillo: a) Calcule la penetración del sistema ácido con la siguiente gráfica: b) El valor obtenido de la penetración debe ser co- rregido por el gasto de inyección y el contenido de silicatos, mediante las siguientes gráficas: c) Finalmente se obtiene el volumen del fluido de estimulación mediante la siguiente gráfica: Fluido de desplazamiento.- El propósito de este flui- do es desplazar los precipitados dañinos de la vecin- dad del pozo, asegurar la reacción total del HF y faci- litar la remoción de los productos de reacción. Para obtener el volumen de este fluido, se utiliza la siguiente formula: Donde: PENETRACION DEL SISTEMA ACIDO (pg). T E M P E R A T U R A °F )250,2+/ $(7,2+/ +/+) PENETRACION DEL SISTEMA ACIDO (pg). T E M P E R A T U R A °F )250,2+/ $(7,2+/ +/+) Figura 8 Penetración del sistema ácido 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 0.001 0.002 0.003 0.005 0.01 0.02 0.03 0.05 0.1 FAC TO R DE C O RREC C IÓ N ( C q ) G A S T O D E I N Y E C C I Ó N U N I T A R I O (LB/ p ie ) Figura 9 Factor de corrección por calcio y silicatos 30 FACTOR DE CORRECCIÓN POR CONTENIDO DE SILICATOS C O N T E N I D O D E S I L I C A T O S (%p e so) 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 5 10 15 20 25 100ºF 150 200 250 300 ºF Figura 10 Factor de corrección por contenido de silicatos R A D IO E F E C T IV O D E L F A C T O R D E P E N E T R A C IÓ N (r1 2 - r1 2 ) . E S P E S O R D E F O R M A C I O N (m ) 1 0 0 0 5 0 0 3 0 0 2 0 0 1 0 0 5 0 3 0 2 0 1 0 1 .0 3 0 5 0 1 0 .0 5 0 .0 1 0 0 1 00 Figura 11 Corrección por radio de penetración ( )22 5.23 Z[I UUK9I −×××= φ φ = Porosidad, (%) 96 agua salada para continuar con la explotación del yacimiento en una zona superior. Información adicional: a) Intervalo disparado 5425-5475 m b) Profundidad interior 5,500 m c) Fluido de control agua densidad 1 gr./cc d) Cantidad de cemento a utilizar 80 sacos. e) Densidad de la lechada de diseño 1.87 gr./cc f) Rendimiento del cemento 51.7 l/sc g) Cantidad de agua requerida para la lechada de cemento 29 l/sc h) Tubería de explotación o de revestimiento (TR) de 5 pg. Capacidad de 9.26 l/m; diám. Int.=4.276pg i) Profundidad de anclaje del retenedor 5415 m j) Diámetro interior de la tubería de trabajo o de per- foración (TP) de 3.5 pg de 2.992 pg, longitud 3201m, diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de 2.256 pg, longitud 2214 m k) Diámetro interior de la tubería de perforación de 2 7/8 pg=2.256pg. Longitud 2214m 1.Como primer paso se recomienda calcular los vo- lúmenes de fluido en el pozo, motivados por el bom- beo de cemento. De las ecuaciones (1) y (2), tene- mos: La capacidad de la tubería de 2 7/8 pg es 2.578 l/m, por lo tanto el volumen será la multiplicación de la capacidad por su longitud de 2,214m. En este caso es de 5,707 l. La capacidad de la TP de 3.5pg es 4.536 l/m, por su longitud de 3,201 m, el volumen es 14,520 l. Una vez obtenidos los volúmenes de TP de 2 7/8 y 3.5 pg, la suma de éstos equivale al volumen total de tubería. En este caso: 5707+14520=20,227 l De la ecuación (3), el volumen de lechada de cemen- to es de 4,136 l. De la ecuación (5) la altura de ce- mento dentro de la TP de 2 7 /8 pg es de: 2. Ahora bien, otro dato importante es conocer el volumen de desplazamiento y de inyección que se requiere para forzar los fluidos hacia la formación: (6) Donde: Vd. es el volumen de desplazamiento VTP. es el volumen de la TP Vcmto. es el volumen de lechada de cemento Esto es: Vd=20,227-4136=16091 l El volumen del fluido de control requerido para for- zar la lechada de cemento hacia la formación está dado así: (7) Donde: Viny. es el volumen de inyección VTR.-es el volumen de la TR La multiplicación de la capacidad de la tubería de revestimiento de 5, por la diferencia entre profundi- dades de anclaje de la herramienta cementadora y la base del intervalo disparado, en este caso, 9.26lts/m x (5475-5415)m=555.6 l. En el ejemplo se considera un retenedor de cemen- to; en caso de utilizar un cementador recuperable (tipo RTTS), al volumen de desplazamiento se adi- ciona el volumen entre el cementador y la cima del intervalo por obturar. Finalmente, aplicando la ecuación (7), el volumen de fluido para forzar la lechada hacia la formación es: 4136-555.60= 3,580.4 l 3.El siguiente paso es calcular las presiones hidrostáticas ejercidas en el pozo por los diferentes fluidos (baches espaciadores agua, lodo, lechada de cemento, etc.). La presión hidrostática frente a la formación es la ejercida por la columna de fluido en la interface con el cemento, más la del cemento mismo. La ecuación general para el cálculo de presiones hidrostáticas es: FPWR73G 999 −= 75FPWRLQ 999 −= Hcemento = 4136 0 + 2.578 = 1604 m
  • 72. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 70 Donde rx toma un valor de 4 pies aproximadamente. El volumen calculado debe estar en un rango de 50 gal/pie ó 1.5 veces el volumen de fluido de estimulación. Debido a la necesidad de emplear tres sistemas de fluidos para la estimulación de arenas se recomien- da el siguiente método: Determine el volumen y concentración del fluido de prelavado V1 ( gal ): Si Vp VHCL , V1 = VHCL Si V p VHCL , V1 = Vp Como método alterno se puede obtener V1 a través de la siguiente regla: Para 0 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 5 % y un volumen de 50 gal/pie. Para 20 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 15 % y un volumen de 100 gal/pie. a) Calcule el tiempo de inyección del prelavado: Calcule el volumen del sistema ácido HF-HCl (o HF- ácido orgánico ), V2 ( gal ). b) Obtenga la penetración en arena limpia (Pa) de la figura 8. c) Corrija el valor de Pa por gasto, multiplicándo- lo por el factor de corrección (Cq) obtenido de la figura 9. d) Calcule el radio de penetración rx (pg ). Encuentre el radio efectivo del factor de penetración ra (pg). Con el valor de ra y la gráfica de la figura 10, obtenga el volumen unitario de ácido, Va. e) Finalmente calcule el volumen del sistema áci- do V2 (gal.). Calcule el tiempo de inyección t2 para el volumen del sistema ácido. Determine el volumen de desplazamiento V3, para un radio de penetración mínima de 4 pies ( r3 = 4 + rw ). El volumen V3 debe estar entre 50 gal/pie y 1.5 veces el volumen V2. Calcule el tiempo de inyección t3 para el volumen V3, utilizando la formula ya descrita. Calcule el volumen para desplazar estos fluidos des- de la boca del pozo hasta el intervalo disparado. 5. Calcule el incremento de productividad espe- rado para determinar la rentabilidad del tratamiento. Aplique la siguiente ecuación: 6. Elaborar un programa operativo, que especifi- que las acciones que se deberán tomar antes, duran- te y después del tratamiento. Además dicho progra- ma deberá contener los volúmenes, gastos tiempos, presiones y tipos de fluidos a manejar, así como los antecedentes del pozo incluyendo su estado mecáni- co. 7. Cuando se trate de estimulación no reactivo, ( )22 5.23 Z[ UUK9S −××= φ β φ )()1(5.23 22 Z[+/ +/ UU;KI 9 −− = ( ) )( 023805.0 )( %30PD[T JDO9 PLQWL L O× = ( )SJ33 DTDT ×= DTZ[ 3UU += 22 Z[D UUU −= ID K99 ×=2 PD[T 9 PLQW L 2 2 023805.0 )( × = ( )22 35.23 ZUUK9S −××= φ )()( )( Z H [Z H Z H R [ U U /Q N N U U /Q U U /Q M - + = 95 estarán cubiertos por cemento al bombear los flui- dos al pozo. 6. Cálculo del volumen de fluido para desplazar la lechada de cemento. Esto es simplemente la multiplicación de la capacidad de la TP, por la longitud de la tubería de trabajo descontando la longitud del bache y del cemento. En este caso es igual a: 4.536x 3480+(820-200-339)x2.578=16,509 l. Procedimiento operativo a) Bajar la sarta de trabajo a la profundidad de colocación del tapón de cemento; en este caso, 4300 m. b) Verificar la apertura y cierre de los rams anula- res en el conjunto de preventores; esto es debido a que durante la operación se requiere circular en inverso. c) Instalar las unidades con cemento, la pipa con agua y la unidad de alta presión. d) Probar conexiones superficiales de control con la presión de prueba API. Deberá instalarse una línea de la unidad de alta presión hacia la TP, para circular directo y otra hacia el cabezal de producción para circular inverso. e) Con la sarta en el fondo, circular cuando menos un ciclo completo, para homogeneizar columnas en el espacio anular y en la TP. f) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación con la finalidad de asig- nar tareas específicas al personal y evitar riesgos in- necesarios. g) Bombear el primer bache de separación; en este caso, los 1,015 l de agua. h) Mezclar y bombear el cemento, verificando en todo momento que la densidad de la lechada sea la requerida. Para el ejemplo de 1. 87 gr./cc, un volu- men de 2,595 l de cemento. i) Bombear el segundo bache separador; en este caso de 515 l de agua. j) Desplazar el cemento con el volumen de fluido cal- culado para el ejemplo de 16,509 l. k) Levantar la sarta a la profundidad donde se pre- tende dejar la cima de cemento (en este caso a 4,100m). l) Cerrar los rams anulares del preventor y circular el volumen del pozo en inverso a través del cabezal de producción, desalojando el exceso de lechada de cemento. m) Abrir el preventor y sacar la tubería de trabajo a la superficie. Obturamiento de intervalos por baja productividad o alta relación agua-aceite o gas-aceite. Cuando un intervalo ha declinado su producción, o sus relaciones agua-aceite o gas-aceite han au- mentado a límites económicamente no maneja- bles, es necesario obturarlo por medio de cementaciones a presión. La cementación a presión es la operación mediante la cual una lechada de cemento es forzada bajo pre- sión en un punto específico del pozo. El objetivo es llenar todas las perforaciones con cemento o cana- les atrás de la tubería, para obtener un sellado entre la TR y la formación. Existen dos técnicas para llevar a cabo una cementación forzada: a baja y a alta presión. La cementación a baja presión consiste en la colo- cación del cemento sobre el intervalo disparado, más la aplicación de la presión necesaria para formar un enjarre de cemento deshidratado dentro de las per- foraciones y la formación. La cementación a alta presión comprende el fracturamiento de la formación y el bombeo de la lechada de cemento dentro de la formación, hasta alcanzar y mantener una presión superficial deter- minada. Ejemplo 2: Se tiene la necesidad de obturar un intervalo me- diante una cementación a presión a través del inter- valo 5425-5475m, el cual se encuentra invadido de
  • 73. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 71 cierre el pozo como mínimo 24 horas para permitir que el surfactante actúe según la respuesta espera- da. Si el fluido de estimulación fue ácido, induzca el pozo inmediatamente después de terminada la in- yección. Para la evaluación del tratamiento existen software's especializados para determinar la eficiencia del trata- miento en función de los fluidos utilizados y de la mineralogía de la roca, el cual contiene los modelos de reacción entre el ácido y la roca. Procedimiento operativo para realizar una estimulación. 1. Actualice el estado mecánico del pozo, el cual debe incluir: asentamiento de tuberías de explo- tación, aparejo de producción con diámetros, librajes y profundidades, anomalías, intervalos abiertos, etc. 2. Analice el programa proporcionado por su de- partamento. 3. Elabore un programa operativo alterno para sol- ventar cualquier problema que se pudiera pre- sentar durante el desarrollo de la operación (co- municación de aparejo, fuga en el árbol de vál- vulas etc. 4. Realice una reunión de seguridad con el perso- nal involucrado ( jefe de pozo, producción, se- guridad industrial, servicio a pozos, compañías, etc. ), explique la importancia y los alcances de la operación. 5. Asigne tareas y funciones específicas al perso- nal que intervendrá. 6. Supervise la instalación y prueba hidráulica de las unidades de bombeo y líneas de control, si- guiendo el procedimiento descrito en la Sección 1.1. 7. Represione el espacio anular con la mitad de la presión máxima de inyección esperada, para de- tectar anomalías. 8. Recircule los productos de tratamiento antes de bombearlos al pozo, para su homogeneización (30 min. como mínimo) Recupere una muestra de los fluidos de tratamiento. 9. Efectúe la inyección de los fluidos de tratamien- to según programa, monitoreando continuamen- te la presión en la TP y el espacio anular. 10. Al terminar el programa de bombeo, verificar presiones de cierre, final y la estabilizada des- pués de 10 min. de cerrado el pozo. 11. Descargue las presiones del espacio anular si la presión final es = a 3000 psi. y desmantele las unidades de bombeo. 12. Seleccione el estrangulador dependiendo de la presión final obtenida y habrá el pozo a la bate- ría registrando el comportamiento de la presión. 13. Recupere y analice muestras continuamente para monitorear la limpieza del pozo. 14. Evalúe el desempeño del personal y compañías que participaron en la operación. 15. Elabore el reporte final de la operación, el cual debe incluir: presiones, volúmenes y gastos de inyección durante la estimulación. Nota.- En pozos donde no exista línea de escurrimiento, se deberá contar con el permiso de quema a cielo abierto para efectuar los desfogues del pozo. XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO El Fracturamiento hidráulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es apli- cado a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura, generalmente conocido como rom- pimiento de formación. Al mantener la presión del fluido hace que la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo que provee un área adicional de drene. Al fluido uti- lizado para transmitir la presión hidráulica se le co- noce como fluido fracturante. Conceptos básicos a) Ley de Hooke Si una barra de longitud L se somete a una fuerza de 94 Ejemplo 1: Suponga que se requiere colocar un tapón de ce- mento que cubra de 4,300 a 4,100 m para aislar el intervalo de 4,175-4,150 m. Se usarán 50 sacos de cemento clase G al 30 % en peso de arena sílica por saco de cemento; se utilizará como bache espaciador agua dulce que cubrirá un espacio de 200 m lineales por arriba de la cima de cemento. Se tienen como datos adicionales: a) El rendimiento de la lechada de cemento es de 51.9 l/sc. b) La cantidad de agua requerida por saco es de 29 l/ sc. c) La densidad de la lechada será de 1.87 gr./cc. d) Diámetro interior de la TR de 7 5/8, de 39 lbs/pie de 6.625 pg. e) Diámetro interior de la TR de 5 pg de 4. 276 pg. f) Diámetro interior de la tubería de trabajo o de per- foración de 3.5 pg de 2.992 pg. Longitud 3,480 m. g) Diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de 2.256 pg. longitud 820 m. Solución: 1. Como primer paso se requiere calcular la capaci- dad de cada una de las tuberías, para lo cual se em- plean las siguientes fórmulas: (1) (2) Donde: Ditp.- Diámetro interior de la TP (Tubería de perfora- ción) (pg) Detp.- Diámetro exterior de la TP(pg) Ditr.- Diámetro interior de la TR (Tubería de revesti- miento) (pg) Captp.- Capacidad de la tubería TP(l/m) Cape.a..- Capacidad del espacio anular (l/m) Aplicando las ecuaciones (1) y (2), tenemos: a) Capacidad de la TP de 2 7/8 pg igual a 2.578 l/m. b) Capacidad de TP de 3.5pg = 4.536 l/m. c) Capacidad de la TR de 5 pg igual a 9.26 l/m. d) Capacidad del espacio anular entre TR de 5 pg y TP de 2 7/8 pg igual a 5.076 l/m. 2. El cálculo del volumen de los baches espaciadores se realiza multiplicando la capacidad de la tubería por la longitud del bache, en este caso: Volumen del 1er bache de 200m lineales (espacio anular entre TP de 2 7/8 y TR de 5pg) igual a 200x5.076=1015.2 l Volumen del segundo bache espaciador de 200 m lineales (interior de la TP de 2 7/8 pg) igual a 200x2.578=515.6 l Volumen total de los baches espaciadores de 1530.8 l. 3. Cálculo del volumen de lechada: (3) Donde: Vcmto. Volumen de lechada de cemento (l) Rsc.Rendimiento de la lechada de cemento (l/sc) Nosc. Número de sacos Volumen de lechada=51.9x50=2,595 l. 4. Agua necesaria para preparar la lechada de ce- mento: (4) Donde: Volagua.- Volumen de agua (l) Agua requerida= 29x50=1450 l. 5. -Cálculo de la altura de lechada de cemento en la TP y espacio anular entre TP y TR. (5) Hlech=339 m. La altura de la lechada de cemento indica, que tanto en el espacio anular como en el interior de la TP, LWS WS ['DS 2 5067.0= ( )HWSWULDH ''[DS 2 . 2 .. 5067.0 −= VFVFFPWR [1R59 .= VFDJ[VF[1R9RO$JXD .= 73DH FPWR OHFK DSDS 9 + + = .. . 2595 5,076 + 2.578 =
  • 74. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 72 tensión P, se observará que dentro de ciertos límites, su deformación longitudinal (d ) es proporcional a la fuerza aplicada (P)e inversamente proporcional al área transversal de dicha barra y se representa por: Modulo de Elasticidad Este parámetro se obtiene de la forma siguiente La deformación axial unitaria estada por: y el esfuerzo axial unitario por de la ley de hook, se despeja E y se sustituyen los conceptos anteriores, queda: , expresado generalmente en psi b) Relación de Poisson Toda elongación axial (e) siempre se acompaña de una contracción lateral (b), a esta relacion se le de- nomina relación de Poisson, y se representa por: La cual es constante para un material dado, dentro de un margen de comportamiento elástico. Recibe el nombre de su investigador, quien se basó en la teoría molecular de la estructura de los materiales. Su valor varía entre 0.1 a 0.4. c) Análisis de esfuerzos A fin de facilitar la comprensión y el planteamiento matemático del sistema básico de esfuerzos que ac- túan en un fracturamiento hidráulico, se recurrirá a un modelo te6rico simple. Considérese una porci6n de formación en forma de barra, aislada imaginariamente, sujeta a la acción de esfuerzos biaxiales, sx y sy , aplicados sobre un par de ejes normales (x , y). Se analizará la distribución y acci6n de estos esfuerzos sobre un plano inclinado (plano de fractura), que divide al cuerpo en dos blo- ques, figura 12. En estas condiciones puede conside- rarse que los efectos finales se deben a dos esfuerzos resultantes. a) Un esfuerzo sn, normal al plano inclinado; es de- cir, que actúa perpendicularmente sobre las caras de la fractura. Se llamará j al ángulo que forma la direc- ción de este esfuerzo con la horizontal. b) Un esfuerzo cortante, i que tiende a provocar un efecto de cizallamiento entre los dos bloques, y que estará aplicado so bre la intersección del plano (x, y) con el plano de fractura. Tanto sx como sy tendrán componentes en la direc- ción del esfuerzo normal y en la del esfuerzo cortan- te, figura 13. / δ ε = $ 3 =σ δ / $ 3 ( = ε σ =( ε β υ = σy σn τ σx φ Figura 12 Barra de formación sujeta a la acción de los esfuerzos en los ejes x y y. σy σn σx φ φ φ τ τ τ n σn ’ v σn φ ’ Figura 13 Descomposición de los esfuerzos en los ejes X y Y 93 Mantenimiento de Pozos INTRODUCCIÓN, DEFINICION Y CLASIFICACIÓN La etapa de producción de un pozo necesita una serie de operaciones que en realidad constituyen su ter- minación. Durante su vida productiva es necesario su reacondicionamiento para aprovechar correcta- mente la energía del yacimiento, así como eliminar problemas mecánicos que impidan su producción, o su inyección, en el caso de pozos para recupera- ción mejorada, hasta llegar finalmente a su tapona- miento definitivo. Aquí se explicarán los aspectos generales del man- tenimiento de pozos. Se definirán los tipos de inter- vención, así como las secuencias operativas que se realizan para alargar la vida productiva del yacimien- to. Definición Son todas aquellas intervenciones realizadas en los pozos para mantener la producción, mejorar la re- cuperación de hidrocarburos, o cambiar los horizon- tes de producción aprovechando al máximo la ener- gía propia del yacimiento. Clasificación De acuerdo con el objetivo de la intervención, el man- tenimiento de pozos se clasifica como mayor o me- nor. XIV. REPARACIÓN MAYOR Es la intervención al pozo que implique la modifica- ción sustancial y definitiva de las condiciones y/o ca- racterísticas de la zona productora o de inyección. Dichas operaciones se realizan con equipos de repa- ración convencional o con equipos especiales, (tu- bería flexible, unidades de registros). Los tipos de intervención pueden ser, entre otros: Cambios de intervalos por invasión de fluidos no deseados. Se realiza mediante el aislamiento del intervalo, de manera temporal o definitiva, con tapones mecáni- cos o de cemento, o por medio de cementaciones a presión. Dichas intervenciones pueden efectuarse con equipo convencional de reparación, con tubería flexi- ble, unidades de registros o a través del aparejo de producción (figura 19). Estado Mecánico Antes Estado Mecánico Posterior Figura 19 Colocación de un tapón por circulación para aislar un intervalo.
  • 75. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 73 Antes de empezar el análisis del sistema, es conve- niente recordar que un esfuerzo es el cociente entre una fuerza y el área sobre la cual actúa; es decir, En este caso, lógicamente, resultaría difícil trabajar directamente con los esfuerzos, ya que éstos están referidos a superficies distintas que deben ser consi- deradas. Por ello se transformará todo el sistema de esfuerzos en su sistema corresponden te de fuerzas (figura 14), aunque finalmente los resultados se ex- presarán en función de los esfuerzos. Esfuerzo Normal En la figura 15 puede observarse que el esfuerzo ho- rizontal sx es aquel que actúa perpendicularmente sobre la proyección vertical A de] plano de fractura, por lo que la fuerza horizontal P estará dada por: De un razonamiento análogo, se obtiene que la fuer- za vertical Py es: Mientras que, al actuar el esfuerzo normal (sn) sobre la superficie de fractura Ah , la fuerza normal se defi- nirá mediante la expresión: Por otra parte, en la figura 15 se observa que, siendo el espesor w constante, las relaciones entre las áreas Av , Ah y An son las mismas, respectivamente, que entre las longitudes Lv, LhL y Ln, de ahí se tiene que: Por lo que sustituyendo en las ecuaciones respecti- vas, se tiene : De lo anterior se deducen las ecuaciones que repre- sentan al esfuerzo normal y cortante en el plano de fractura cuando la barra esta siendo sometida simul- táneamente a dos esfuerzos normales entre si (sx y sy), esquematizadas por las siguientes ecuaciones: $UHD )XHU]D (VIXHU]R = Py n x φ φ φ τ τ τ n n ’ v n φ ’ P P P P P P P Figura 14 Sistema equivalente de fuerzas Px = σx . Av Py = σy . Ah Pn= σn . An Av = An Cos ϕ Ah = An Sen ϕ Px = σx . Av Cos ϕ Py = σx . Av Sen ϕ σy σn σx φ τ Lv W Lh Λn Lv Lh Λn Figura 15 Area de aplicación de las fuerzas σx = (σx + σy) / 2 + (σx - σx ) / 2 Cos 2ϕ ι= (σx - σy) / 2 Sen 2ϕ 92
  • 76. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 74 d) Presión de Fractura La presión de fracturamiento es definida como la pre- sión requerida para mantener abierta la fractura cuan- do ésta empieza a cerrarse, al ser suspendido el bom- beo. Debe recordarse que al igual que Gf, en un yacimien- to la presión de fracturamiento (Pf) es una función de la presión del mismo (Pfe). La presión de fracturamiento es conocida como la presión de tratamiento en el fondo (BHTP). e) Gradiente de fractura El gradiente de fractura es el cociente presión / pro- fundidad, que define la manera en que varía la pre- sión de fractura con respecto a la profundidad. En la práctica este gradiente se puede estimar me- diante la ecuación siguiente : donde : Pci es la presión de cierre instantaneo (psi) Ph es la presión hidrostática del fluido (psi) D es la profundidad (pies) Pruebas de inyectividad Previa ejecución de cualquier operación de fracturamiento hidráulico, es altamente recomenda- ble realizar una prueba de inyectividad. En caso de aplicarse la técnica de entrada limitada, dicha prueba adquiere máxima relevancia ya que permitirá deter- minar los siguientes parámetros: 1. Gradiente de fractura. 2. Número de perforaciones abiertas. 3. Localización de las zonas no tratadas. 4. Altura de la fractura. 5. Pérdidas de presión por fricción. Además de permitirnos conocer a priori la existencia o nó de problemas mecánicos en el pozo. Las etapas componentes de una prueba de inyectividad pre-fractura son: Toma de registros de referencia.- Se deben efectuar registros de Temperatura y Rayos Gamma antes y después de la prueba para que sirvan de compara- ción. Limpieza de las perforaciones.- Se deberá efectuar una limpieza de las perforaciones utilizando un ácido débil o bolas selladoras y determinar el número de perforaciones abiertas. Inyección de un fluido enfriador.- Se utiliza un gel de baja eficiencia en control de filtrado. El objetivo es provocar un bloqueo del calor proveniente de la for- mación hacia la fractura, evitando así la ruptura pre- matura del fluido que lo sigue. El volumen empleado dependerá de la temperatura del pozo. Inyección del fluido de fractura.- Se inyecta un fluido igual al que se utilizará en el fracturamiento. En esta etapa es importante la aplicación de un trazador radioactivo para luego correr un registro de rayos gamma y determinar el desarrollo de la fractura ver- tical. En conclusión, las técnicas mencionadas, aplicadas al fracturamiento hidráulico con sustentante o grava- das, es excelente alternativa para optimizar la distri- bución de los fluidos de tratamiento. Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante. Los principios básicos y objetivos de un fracturamiento ácido son similares que el fracturamiento con apuntalante, en ambos casos, la meta es crear una fractura conductiva con longitud Figura 16 Curva típica de presión en la superfi- cie durante el fracturamiento. 91
  • 77. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 75 suficiente que permita mas área de drene efectiva del yacimiento. La diferencia principal es la forma de alcanzar el canal conductivo. En el tratamiento apun- talado, la arena u otro agente apuntalante es coloca- do dentro de la fractura para prevenir el cierre cuan- do la presión es retirada. Un tratamiento ácido gene- ralmente no emplea agente apuntalante, pero el áci- do grava la cara de fractura para dar la conductividad requerida. Como resultado. El ácido esta limitado para formaciones carbonatadas dolomias. Es raramente utilizado en tratamientos para arenas, debido a que aun incluyendo el ácido fluorhidrico no tiene un gra- bado adecuado de cara de fractura. Sin embargo, estos tratamientos han sido exitosos en algunas for- maciones arenosa que contenían carbonatos falla- dos naturalmente, la remoción de los depósitos de carbonato muchas veces resultan con conductividad suficiente para obtener un excelente rendimiento del tratamiento. En algunos casos, especialmente en carbonatos, exis- te la opción entre tratamientos ácidos y apuntalados. Cada uno tiene ventajas y desventajas, si la mejoría de producción es similar puede ser logrado. Operacionalmente, los tratamientos ácidos son me- nos complicados debido a que no se utiliza agente apuntalante, además, los riesgos por un arenamiento prematuro, problemas de retorno de arena y la lim- pieza dl pozo no se tienen. El transporte de apuntalante para un fluido de fractura no es mas pre- ocupante, sin embargo, el ácido es mas caro que un fluido no reactivo. El ácido utilizado como fluido fracturante elimina muchos problemas inherentes al fracturamiento apuntalante, pero se tienen otros problemas de diferente naturaleza. La longitud efectiva de un fracturamiento apuntalado esta limitado por la dis- tancia en que el apuntalante puede ser transpor- tado hacia dentro de la fractura. En una manera similar, la longitud efectiva de un fracturamiento ácido esta limitado por la distancia en que el áci- do viaja a lo largo de la fractura antes de que esta sea gravada. a Altas temperaturas, esto puede ser un problema, sin embargo, la mayor barrera para una efectiva penetración de fractura para el ácido parece ser la perdida de filtrado excesiva. La per- dida de filtrado es un gran problema cuando se usa ácido y es muy difícil su control. La constante erosión de la cara de fractura durante el tratamien- to hace difícil la creación de un enjarre que sirva como barrera. En resumen, la perdida de fluido es muy uniforme y resulta en la cracionde agujeros de gusa- no y amplitud de las fracturas naturales, esto incrementa grandemente el área efectiva cuando la perdida ocurre y esta perdida es muy difícil de con- trolar. Fracturamiento ácido El fracturamiento ácido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el ácido, general- mente ácido clorhídrico es inyectado a la formación carbonatada a una presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas naturales existentes. El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uni- forme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud de fractura depende del volumen de ácido, el ritmo de reacción de este y de las perdidas de fil- trado en la formación. En un fracturamiento ácido generalmente se inyecta un fluido altamente viscoso (gelatina) como colchón para generar la fractura y mantenerla abierta duran- te todo el tratamiento, seguido del ácido que reac- ciona con la formación creando un ancho gravado y finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro de la fractura. La efectividad de un tratamiento de este tipo lo determina la longitud de fractura grava- da. Factores que controlan la efectividad de un trata- miento de fracturamientto ácido. Existen dos factores principales que controlan la efec- tividad de un tratamiento ácido, la longitud de frac- tura y la conductividad de la misma. Longitud de fractura efectiva. Este parámetro esta controlado por las características de las perdidas del fluido, el ritmo de reacción del ácido y el gasto del ácido en la fractura. Conductividad de fractura. Este parametro es la culminacion del tratamiento, en el se basa la efec- tividad del mismo, ya que para obtener canales altamente conductivos, depende de la forma en que el acido reacciona con la formacion y la for- ma en que este grava las caras de la fractura al cierre de la misma al termino del tratamiento. 90 Bibliografia Reservoir Stimulation (Michael J. Economides Kenneth G. Nolte). Petroleum Production Systems (Michael J. Economides A. Daniel Hill Christine Ehlig- Economides). Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petrole- ros (Carlos Islas Silva). Ingeniería de fluidos de control en TRP (Gerencia de Reparación y Terminación de Pozos e IMP) Ingeniería de fluidos de control (Gerencia de Perfora- ción y Mantenimiento de Pozos) Apuntes de Terminación de pozos II (Ing. Rafael Vi- ñas) Manual de Empacadores Baker Manual de Empacadores Camco Manual de Diseño y procedimientos de disparos (Per- foración y Mantenimiento de Pozos 1999) Manual de operaciones de cementación de 1987 (IMP) Principios y aplicaciones de la interpretación de re- gistros (Schlumberger) Evaluación de la producción (apuntes de la Universi- dad Autonoma de México) Apuntes de Bombeo Mecánico (Leopoldo Pérez Ruiz, superintendencia de Producción Tampico) Plan nacional de capacitación obrera, Reparación de Pozos 1, nivel 3 (Pemex e IMP México) Catalogo general, piezas y accesorios, bombas de varilla (Compañía TRICO) Problemas y alternativas de solución del sistema de bombeo mecánico (Gilberto Sandoval Hernández) Apuntes de bombeo mecanico, recopilación de in- formación de sistemas probados, Poza Rica, Repara- ción y Terminación de Pozos) Procedimientos de Terminación y Reparación de Po- zos, Poza Rica ( José C. de León Mojarro, Gerencia de Perforación y mantenimiento de Pozos, 1997) Apuntes de estimulación de pozos (Garaicochea P. Francisco, Facultad de Ingría. UNAM) Production operations, well completions, workover and stimulation , Volume 1 and 2 (Thomas O. Allen and alan P. Roberts)
  • 78. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 76 Modelos de tratamiento Existen varios modelos matemáticos para la predic- ción de los resultados de tratamientos del ácido fracturamiento, Barron et al en 1962 desarrollaron el primer intento para la modelacion de un tratamiento de fracturamiento ácido, en el cual se baso en el rit- mo de reacción del ácido durante la inyección del mismo entre dos placas paralelas de mármol, para la medición de la distancia de penetración. Los modelos de Roberts y Guin, Niroide et al y Nierode y Williams y Van domselaar et al, fueron diseñados para predecir eficientemente la distancia de penetra- ción del ácido, basándose en la kinetica de superfi- cie, condiciones de flujo en la fractura y la perdida de filtrado del fluido en la cara de la fractura. Mecanismos de penetración del ácido El objetivo de un fracturamiento ácido es la de crear una fractura con penetración suficiente y ancho gra- vado, la simulación de este fenómeno es mas com- plejo que la predicción de propagación de fractura con apuntalante. La longitud de fractura depende de gran manera de la perdida de fluido y del coeficiente de difusividad, el cual esta en función de la temperatura y del nume- ro de Reynolds. En la practica el proceso se realiza en dos partes, primeramente se inyecta un fluido con una viscosi- dad tal que permita propagar y mantener abierta la fractura, a este fluido se le conoce como colchón, seguido como colchón, y segundo Fluidos de tratamiento los fluidos mas comunes para realizar un fracturamiento acido es la gelatina, ya sea base acei- te o agua, la cual es utilizada como colchon y cuya finalidad es crear y propagar la fractra e interdigitarse con el acido para el logro de mayor penetracion del mismo. El acido comunmente clohidrico a una concentraciuon del 15 %, en diversas formulaciones, ya que este se puede mezclar con alcohol o con emulsificantes según sea el caso particular. Aditivos Los aditivos mas comunes para la preparación de los sistemas ácidos y gelantes son los siguientes: a) Surfactantes. b) Desviadores químicos. c) Controladores de perdida de fluido. d) Controladores del rimo de reacción. e) Agentes gelificantes f) Inhibidores de corrosión g) Inhibidores de ion fierro Diseño de tratamiento En el diseño de un fracturamiento ácido todos los factores que afectan en éxito del mismo deben ser considerados. En pozos con baja a moderada temperatura, la per- dida de fluido puede ser el factor de mayor impor- tancia. En pozos con alta temperatura, el factor mas impor- tante a considerar es la distancia de penetración del ácido, que puede estar afectado por el alto ritmo de reacción y en este caso los ácidos retardados pue- den ser la alternativa. Otro de los aspectos a considerar es la mecanica de rocas y los parametros de mayor importancia son el modulo de young, la relacion de poisson y el estado de esfurzos a que esta sometida la formacion. Fracturamiento con apuntalante Un tratamiento de fracturamiento consiste esencial- mente en el rompimiento de la formación producto- ra mediante un fluido a un gasto mayor que pueda admitir matricialmente la roca. La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractu- ra, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material solido al fluido para que lo acarre y evitar al termino del tratamiento cierre la fractura dejando un empaque altamente permeable. El fluido emplea- do recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido es conocido como agente apuntalante 89 ción de gas utilizando válvulas hasta con 1 ¼. Aplicación de pozos tubingless en el campo Arca- buz- Culebra Una vez determinada la factibilidad técnica y econó- mica de la perforación de pozos tubing.less, para la explotación de los campos de la Cuenca de Burgos, el Proyecto Integral de la Cuenca de Burgos en for- ma conjunta con la línea funcional del Distrito Reynosa, programó la perforación de este tipo de pozos. A la fecha se han perforado y terminado 36 pozos tubingless distribuídos de la siguiente manera: 27 en el campo Arcabuz-Culebra, 4 en el campo Corin- dón~ Pandura, 3 en el campo Cuitláhuac y 2 en el campo Mojarreñas. Se realizó un análisis de la perforación de este tipo de pozos en el campo Arcabuzculebra por tener el mayor número de aplicaciones, suficiente para de- terminar los beneficios de este nuevo diseño. El objetivo de la perforación de estos pozos fué con- tinuar el desarrollo del campo Arcabuz -Culebra cons- tituido por secuencias de arenas y lutitas de la for- mación Wilcox del Eoceno Medio e Inferior. Terminación Posterior a la espera de fraguado del cemento, se descargó la presión del interior de la tubería .se des- manteló preventores y se instaló el niple y bola col- gadera dejando de 4 a 6 tonde tensión adicional al peso flotado de ¡a tubería, y finalmente se instaló y probó el medio árbol de válvulas. Posteriormente, se tomó el registro de evaluación de la cementación (CBL-VDL) y se efectuaron los disparos de la primera arena a probar, utilizando pistolas de 2 118, 13 car- gas/m., fase 60 grados, Después de desmantelar el equipo de perforación se realizaron los fracturamientos en las arenas de interés, aislando cada intervalo fracturado con tapones temporales de arena, los cuales fueron removidos finalmente utili- zando tubería flexible. Por lo general, se explotan hasta 2 arenas simultáneamente en este campo. Factores que han contribuído al proceso de optimización. Adicionalmente a la optimización del diseño del pozo, la mejora en tiempos y costos obedece a los siguien- tes factores: - Sistemas de fluídos de control más adecuados. - Uso de barrenas PDC de mayor durabilidad y mayor velocidad de penetración. Utilización de sartas tubingless de 3 1/2 para perforar la últi- ma etapa del pozo.. - Eliminación de viajes de reconocimiento cuando el pozo lo permite, Mejora en la coordinación de operaciones y servicios. - Actitud del personal con mente abierta para acep- tar el proceso de cambio.
  • 79. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 77 Usos del fracturamiento hidraulico La finalidad de un fracturamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formacion o vice- versa. Este tipo de tratamiento se utiliza basicamente en : a) En formaciones de baja permeabilidad b) Permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño profundo c) En el campo de la recuperacion secundaria para el mejoramiento del indice de inyectividad del pozo y la creacion de canales de flujo de alta conductividad en el area de drene del pozo pro- ductor. Fluidos fracturantes Existe una gran variedad de fluidos que se utilizan en el tratamiento y para seleccionarlo adecuadamente es necesario analizar las propiedades del fluido a uti- lizar, las condiciones de presion y temperatura del pozo, caracteristicas de los fluidos de formacion y el tipo de roca. Propiedades Las propiedades que debe tener: a) Bajo coeficiente de perdida b) Alta capacidad de acarreo del apuntalante c) Bajas perdidas de presion por friccion en las tuberias y altas en la fractura d) Facil remocion despues del tratamiento e) Compatibilidad con los fluidos de formacion f) Minimo daño a la premeabilidad de la formacion y fractura. Tipos En los fracturamientos hidraulicos se utilizan basicamente dos tipos de fluidos, los base aceite y base agua. Fluidos base aceite Estos pueden ser aceites crudos o refinados, la ven- tajas que ofrecen son: no inhiben las arcillas, tienen baja tensión interfacial en el sistema roca fluido, son compatibles con la mayoría de las formaciones y los fluidos contenidos en ellas. Los fluidos a base de aceite refinado pueden tener una ventaja que es la economica, ya que este al ser recuperado en la superficie despues del tratamiento, pude ser reutilizado o vendido. Por supuesto que tie- ne desventajas y la principal es que, puede ser arries- gado utiliarlo baja ciertas condiciones. Fluidos base agua Este tipo de fluidos es el mas utilizado en la actuali- dad, ya que se obtiene de diversas fuentes de sumi- nistro, pero se debe verificar porque podria conte- ner solidos en suspension que afectarian el compor- tamiento del fluido mezclado con sus aditivos. Aditivos Existen una gran variedad de aditivos utilizados en los fluidos fracturantes y son la clave para la obtencion de las propiedades requeridas para el éxito del trata- miento, entre los mas comunes tenemos: a) Polimeros. Utilizados para incrementar la visco- sidad del fluido y puede ser del tipo Guar, Hidroxipropil guar (HPG), carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG) , entre los mas comunes. b) Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polimero y elevan considerablemente la vis- cosidad del fluido, entre los mas comunes se tie- nen los boratos, aluminatos, zirconatos. c) Controladores de ph. Este aditivo es muy impor- tante ya que es el que le da la estabilidad al flui- do con respecto a la temperatura. Entre los mas comunes se tiene el fosfato de sodio, acido acetico, carbonato de sodio entre otros. d) Quebradores. Estos agentes se utilizan principal- mente para seccionar los enlaces de las cadenas polimericas al termino del tratamiento y los mas utiliados son los oxidantes, enzimas y acidos e) Surfactantes. Se utilizan basicamente para redu- cir la tension superficial e interfacial y la presion capilar en el espacio poroso. f) Bactericidas. Utilizados escencialmente para pre- venir el ataque de bacterias a los pilimeros. g) Estabilizadores de arcillas. Utilizados basicamente para la prevencion de migracion de arcillas, en- 88 cida complica la corrección de la cementación . - Su aplicación está limitada por profundidad (3200 m). - Las reparaciones mayores resultan más compli- cadas debido al diámetro reducido. Prácticas operativas durante la cementación y ma- nejo de TR como tubingless. Las prácticas utilizadas generalmente cuando se tra- baja con terminaciones con tubingless deben consi- derar los problemas mecánicos de correr múltiples sartas, mismas que requieren TR´s con accesorios especiales para el manejo y control de brotes. Tam- bién durante la cementación de sartas múltiples se debe considerar la sección de los espacios anulares debido a que estos alientan la canalización en este tipo de terminación y un desplazamiento inefectivo del lodo, así como la centralización de la tubería, su movimiento y las propiedades de l punto de cedencia y viscosidad plática de las lechadas. Se debe evitar TR´s con cople a profundidades grandes, para ofre- cer menor resistencia al flujo de la lechada. Algunas de las prácticas operativas más recomenda- bles incluyen el acondicionamiento minucioso del lodo para optimizar las propiedades antes de que salga por efecto de la introducción del tubingless, en caso de terminación doble roscar y correr ambas sartas simultáneamente empleando cuñas y elevadores dobles, en terminaciones triples correr primero dos sartas juntas seguida por la tercera, uti- lizar centradores y escariadores externos especial- mente frente al intervalo de interés, utilizar un dispo- sitivo de torque para asegurar el adecuado y elimi- nar la prueba de presión en cada junta del tubo, mantener en movimiento de la tubería durante la cir- culación del lodo para descartar problemas de pega- dura, la lechada de cemento debe de acercarse al comportamiento de un fluido newtoniano tanto como sea posible, utilizar colgadores tipo cuña siempre para asegurar que cada sarta esté en tensión, probar con presión todas las sartas para detectar una posi- ble comunicación. Pozos con terminación tubingless Las prácticas normales señalan que debemos reali- zar la terminación del pozo sin que el equipo de per- foración se encuentre en la localización, después de que la TR es cementada. Como regla, los disparos, las estimulaciones u otra operación de terminación son llevadas a cabo sin el equipo, pero en caso con- trario es recomendable utilizar un equipo de repara- ción pequeño. Como resultado de los diámetros pequeños de las TR´s se debe de analizar detenidamente la disponibi- lidad de las pistolas para asegurar la penetración y el tamaño del agujero. Ver la factibilidad de empleo de alguna técnica de disparo con presión diferencial para evitar el suaveo y mejorar la productividad del pozo. Cuando se tiene sartas múltiples se debe de tomar en cuenta la localización cuidadosa de los extremos para evitar la perforación de las TR´s adyacentes. Para las terminaciones sencillas correr el registro radioactivo en cada sarta cerca de los disparos, después el regis- tro gamma-neutrón en una sarta para localizar los coples en todas las sartas. Cada sarta puede ser per- forada con la profundidad de correlación con el re- gistro radioactivo previo. Sistemas artificiales y accesorios para las termina- ciones con Tubingless Para este tipo de terminaciones se puede utilizar cual- quiera de los siguientes tipos de sistema artificial en etapas maduras de explotación del pozo. 1) Bombas para TR, existen instalaciones de bombas para TR regularmente para diámetros de 2 7/8, los factores más importantes a considerar es si la TR estará sujeta al desgaste interno por la acción de las varillas, si todo el gas debe de pasar a través de la bomba, si se esperan partículas de arena, incrustaciones o parafi- nas que deriven en pegadura de la bomba y causen trabajos de reparación costosos o la posibilidad de pérdida del pozo. 2) Bombeo con varillas dentro de sartas tipo macarroni, en este sistema se utiliza una bomba tipo inserto, y las ventajas de utilizar el bom- beo dentro de una sarta extra tipo macarroni son la reducción del desgaste de la TR, el gas puede ser ventilado incrementando con ello la eficiencia de la bomba, los inhibidores de corrosión y las parafinas pueden ser circulados mas abajo a través del espacio anular TR-tubing (2 7/8-1 ¼), la arena se puede confi- nar en la tubería facilitando con esto la pesca si la bomba se pega, 3) Bomba de tubería con varilla hueca, este sistema tiene un manejo de volumen res- tringido comparado con una bomba de TR, el des- gaste de la tubería y la TR son similares, 4) Bombeo Hidráulico e s similar al tradicional pero en forma miniaturizada., 5) Gas lift, existen sistemas de inyec-
  • 80. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 78 tre los mas comunes es el cloruro de potasio. h) Controladores de perdida de fluido. Estos agen- tes basicamente controlan la filtracion del fluido hacia la formacion durante el tratamiento, el mas comun es la arena silica. i) Reductores de friccion. Este aditivo se emplea para reducir la perdida de presion por la friccion generada por el efectodel bombeo durante la operacion, tanto el la tuberia como en los dispa- ros. Apuntalantes Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidraulico elagente apuntalante o sustentante es el unico que permanecera en la frac- tura manteniendola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formacion hacia el pozo. Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formacion, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos a que estara sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos, este se podria trituraro en formaciones suaves este se puede embeber y el grado de ocurrencia de estos factores depende del tamaño y resistencia del apuntalante, la dureza de la formacion y los esfuerzos a que estara sometido. Propiedades De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dos grupos: Apuntalantes Elasto - Frágiles En esta clasificacion las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre él hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de silice Apuntalantes Elasto - Plásticos En esta la deformación del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformación presenta una pri- mera fase elástica y porteriormenete, el comporta- miento de la deformación es plástica. Tipos Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los naturales y los sintéticos. Apuntalantes Naturales. Principalmente se encuen- tran las arenas de silicie y soportan bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un límite de 4,000 psi. Apuntalantes Sintéticos. Este grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en la actualidad se han desarrollado apuntalantes para resistir esfuer- zos de cierre hasta 14,000 psi. Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y precurable, según sea la necesidad. Fracturamiento con espumas. Por sus propiedades la espuma es un fluido ideal para el fracturamiento de formaciones de baja permeabili- dad, productoras de gas o sensibles al agua. Dichas propiedades son: · Alta capacidad de acarreo del sustentante. · Baja perdida de filtrado. · Baja pérdida de presión por fricción. · Alta viscosidad en la fractura inducida. · El daño a la formación es prácticamente nulo, de- bido a que el liquido filtrado es mínimo y sin resi- duos. · Limpieza rápida después de la intervención. Aunado a estas propiedades, el ácido espumado ex- hibe un efecto de retardo del ritmo de reacción, lo que es favorable para lograr fracturas con alta pene- tración. La calidad de la espuma usada es del 70 al 90 %, ya que en este rango su viscosidad es alta. Abajo del 65 % de calidad, la espuma es propiamente agua con gas atrapado y arriba del 95 % se convierte en nie- bla. A pesar de las características mencionadas, las espu- mas se tornan inestables a temperaturas mayores de 80 ºC, lo que limita su aplicación. 87 Cementación Ya que la cementación es la operación crítica, en este tipo de pozos, se debe garantizar el éxito de la cementación primaria. Para ello se revisaron los as- pectos relevantes del proceso de cementación, den- tro de los cuales resaltan por su importancia el acon- dicionamiento del lodo previo a la cementación, mez- cla de la lechada, técnica de desplazamiento y movi- miento de la tubería durante la operación de cementación. Durante el viaje de reconocimiento previo a la corri- da de la tubería, las propiedades reológicas del lodo, viscosidad plástica y punto de cedencia, deberán re- ducirse a los niveles mínimos permisibles en el pozo. Es recomendable mezclar la ¡echada de cemento en baches para, obtener una Techada homogénea en densidad y propiedades reológicas, así como una distribución uniforme de los aditivos. Realizar el desplazamiento de la lechada al máximo gasto posible, sin que la densidad equivalente de cir- culación rebase los límites del gradiente de fractura, Antes de soltar el tapón de desplazamiento, las lí- neas de cementación deben lavarse hasta la cabeza de cementación para evitar la presencia de cemento detrás del tapón de desplazamiento. Durante la ope- ración de cementación, debe aplicarse movimiento de rotación y reciprocación a la tubería, para incre- mentar la eficiencia del desplazamiento y asegurar el éxito de la operación. Dos puntos son de especial importancia en la cementación de la tubería de producción, en los po- zos tubingless: - Dejar represionada la tubería durante el fragua- do, con una presión suficiente para evitar el pandeo en la parte cementada, la cual es función de la difecencia entre las presiones hidrostáticas de los flui- dos en el interior de la tubería y el espacio anular. - Efectuar el desplazamiento con el fluido de termi- nación (salmuera) y evitar la operación con tubería flexible de cambiar el lodo de desplazamiento por el fluido de terminación. Conexiones superficiales En el pozo tubingless las conexiones se simplifican de la siguiente manera: Una vez perforada la prime- ra etapa se instala un cabezal roscable, posteriormen- te se perfora la segunda etapa para cementar una tubería que se cuelga en el cabezal roscable, se ins- tala una brida doble sello de y finalmente se instala el cabezal de la tubería de producción de 3 1/2. De tal manera que, de un árbol de válvulas convencional de 13 3/8 x 9 518 x 7 x 2 7/8 en el pozo tubingless se simplifican las conexiones utilizando un árbol de válvulas 9 518 x 7 x 3 1/2. Consideraciones para su aplicación Los pozos tubingless entre otras aplicaciones se han utilizado en la última década para la explotación de arenas compactas (baja permeabilidad) de gas en el Sur de Texas en campos similares a los que confor- man la Cuenca de Burgos, donde se requieren bajos costos de perforación a fin de hacer rentable su ex- plotación, y son aplicables en: Campos de bajo ries- go donde hay suficiente conocimiento del área, cuan- do la corrosión y/o incrustaciones no son críticos y cuando se tiene un alto índice de éxito en las cementaciones primarias. El diseño tubingless ofrece las siguientes ventajas: - Reducción del volumen de lodo, fluidos de termi- nación y cemento - Menor cantidad de acero. - Menor costo de barrenas utilizadas. - Reducción del volumen a utilizar en los tapones de arena para los fracturamientos múltiples, - Limpieza más rápida y eficiente del pozo después del fracturamiento. - Las reparaciones mediante through-tubing en estos pozos son más baratas que las técnicas con- vencionales. - Se elimina el uso de empacadores, equipo de ter- minación de línea de acero y las fallas mecánicas asociadas. El diseño tubingless así como ofrece las ventajas anteriores, también Presenta las siguientes desven- tajas: - Requiere un estricto control de calidad en la cementación primaria, ya que la geometría redu-
  • 81. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 79 Por otra parte el nitrógeno requerido se incrementa exponencialmente con la presión, incrementando sustancialmente los costos cuando la presión super- ficial es superior a 300 kg/cm2. Fracturamiento con gas altamente energizado Ésta avanzada tecnología esta basada en el uso del propelente científico, desarrollado por la industria aeroespacial. Esta técnica es una estimulación diná- mica, desarrollada con el objeto de incrementar la permeabilidad de la formación en las cercanías del pozo, revirtiendo así el daño existente. La combustión del propelente, contenido dentro de un cilindro hueco (la herramienta de Radial Frac), produce un pulso de presión controlado del orden de 2,500 a 25,000 psi, originado por la expansión de gas (CO2), el cual esta confinado solamente a la zona de interés por la hidrostática de la columna de fluido dentro del pozo; y por el diseño de la herramienta, que al deflagrar hace que la energía se disipe lateral- mente, o sea hacia la formación. La velocidad de propagación del gas está controlada de tal manera, que resulta ser menor que la onda expansiva provocada por una explosión y mayor que la causada por una fractura hidráulica, logrando pe- netraciones efectivas que van de los 5 a los 53 pies en todas direcciones. Esta expansión de energía produce múltiples fisuras en la periferia del pozo, dando como resultado un marcado aumento de la permeabilidad en dicha zona. La velocidad de propagación de la energía, es la que le da la característica al tipo de fractura originada, por lo tanto se tienen tres tipos de fracturas que son: Fractura estática.- Este tipo de fracturas son las oca- sionadas por el fracturamiento hidráulico, en donde la energía es transmitida de segundos a milisegundos. En este caso la longitud de la fractura no puede ser controlada. Fractura explosiva.- Este tipo de fractura ocurre cuan- do toda la energía es transmitida en microsegundos y la formación no puede absorberla toda en ese tiem- po, lo que provoca que la misma se pulverice, oca- sionando un daño severo en el pozo por compactación (similar al daño por disparo), reducien- do la permeabilidad casi en su totalidad. Fractura dinámica.- En este caso la energía es con- trolada por el sistema Radialfrac y la energía es trans- mitida en un rango de milisegundos a microsegundos. Aplicaciones de la técnica.- Como es sabido, la pre- sión en una formación productora decrece a medi- da que el flujo de fluidos se aproxima al pozo. Sin embargo, una zona alterada con menor permeabili- dad localizada en la periferia del pozo, provoca una drástica caída de presión (DP), disminuyendo en gran medida la capacidad de movimiento de los fluidos hacia el pozo, es en esta corta distancia de algunas pulgadas o pocos pies, donde se origina el estrangu- lamiento e imposibilidad de hacer producir una for- mación. Así la técnica Radialfrac puede aplicarse con éxito en: · Remoción del daño total películar. · Remoción del daño causado por disparos. · Como sustitución de la estimulación primaria. · Optimización del fracturamiento hidráulico. Descripción de la Herramienta.- La herramienta Radialfrac consta de un cilindro hueco (resina endu- recida), relleno de un propelente sólido, teniendo en su parte central y a lo largo de todo el cilindro, una barra de ignición encargada de iniciar la combustión del propelente, la que se activa eléctricamente desde la superficie. La combustión del propelente se hace en forma progresiva, dando así una mayor superfi- cie de contacto durante la combustión, un mayor volumen consumido en función del tiempo y una mayor energía isotrópica disponible también en fun- ción del tiempo. El propelente es más seguro que las mezclas explosi- vas, ya que sólo combustionará cuando la barra de ignición sea sometida a un pulso eléctrico que origi- ne calor. Diámetro (pg) Longitud (m) Temp. (°F) 3 a 3 ½ 1.8 a 3.60 400 Puntos de Interés durante el proceso: Para el buen funcionamiento de la herramienta, el pozo debe tener como mínimo 13 perforaciones por metro y una columna de fluido que origine una pre- 86 esta extensión fue sustituida por el uso de la sarta completa de diámetro más pequeño, la cual debía ser corrida a través de la sarta normal de producción utilizando un equipo de reparación. 3) Pensar en el caso de la pérdida de fluido, la baja presión de frac- tura, la cementación forzada, en el sentido mismo de que en este tipo de terminación se verificaran co- rrectamente las propiedades de la lechada así como del cemento fueran colocadas en el punto deseado en los disparos o en un canal detrás de la tubería y el exceso de cemento revertido fuera del pozo median- te circulación inversa. 4) Los dispositivos de registro, las válvulas de gas lift, los tapones puente y otras herramientas necesarias diseñadas para correrse a través de esta tubería o con cable. ¿En qué consisten las terminaciones con tubingless? Este sistema regularmente involucra la cementación de uno o más sartas de 2 ½, 2 3/8 o 3 ½ como TR de producción en el agujero descubierto. La siguien- te figura muestra una comparación entre las termi- naciones convencionales y con tubingless en un cam- po con capas múltiples. El esfuerzo original se suma al concepto de reduc- ción de la inversión durante la terminación de un pozo; sin embargo los mayores beneficios económi- cos han sido la reducción en los cotos por concepto de reparaciones y de servicios a pozos, con especial aplicación en las terminaciones triples en yacimien- tos múltiples de tipo lenticular o en pozos costafuera con terminación doble. Este tipo de terminaciones no necesariamente está restringidas a pozos de vida corta, de bajo volumen o de baja recuperación. Tam- bién los campos de gas con capas múltiples o indivi- duales son excelentes candidatos para la terminación con tubingless. El tamaño del agujero y de la TR debe ser diseñado para obtener el gasto óptimo de retor- no con relación a la vida del pozo. Consideraciones de diseño A diferencia de los pozos convencionales este tipo de pozos requiere considerar tres aspectos relevan- tes: - Diseño de tuberías de revestimiento. - Diseño de la cementación. - Diseño de las conexiones superficiales. Diseño de tuberías de revestimiento En el diseño de las tuberías de revestimiento superfi- cial e intermedia se emplean los mismos criterios uti- lizados en los pozos convencionales; mientras que en el diseño de la tubería de explotación (TP 3 1/2 ó 2 7/8) deben hacerse consideraciones especiales, ya que la tubería de producción en este tipo de pozos tiene doble función, una de ¡levar los fluidos produ- cidos a la superficie y otra de servir de tubería de revestimiento, además de ser capaz de soportar los esfuerzos generados durante el fracturamiento hi- dráulico, debe diseñarse adecuadamente para que cumpla eficientemente sus funciones. En la etapa de producción la tubería está sujeta a incrementos de temperatura, que a su vez causan incrementos de longitud y fuerzas compresivas, que por lo general afectan la estabilidad de¡ tubo en la parte no cementada (parte superior), causando pan- deo helicoide, lo cual puede provocar obstrucción en la introducción de herramientas de línea de acero y en la bajada o en la recuperación de pistolas, adicionalmente a las fallas de los copies por compre- sión de la tubería. Para evitar el pandeo de la tubería durante la produc- ción del pozo es necesario aplicar una tensión adi- cional a su peso flotado. Para ello, después de espe- rar el tiempo de fraguado del cemento, la tubería debe sujetarse a una tensión adicional para instalar las co- nexiones definitivas. Durante el fracturamiento la tubería se somete al es- fuerzo de presión interna así como a un esfuerzo de tensión adicional a su peso flotado, el cual debe eva- luarse para seleccionar la tubería adecuada. Por lo anterior, no se recomienda el uso de conexiones con extremo liso ya que ésto reduce en forma considera- ble la resistencia a la tensión. Cuando las condiciones de corrosión son críticas no se recomienda este diseño de pozo ya que podría resultar en una reducción de su vida útil, el diseño de la tubería de producción para el pozo tubingless fue realizado mediante un análisis triaxial utilizando el programa Weilcat que consideró los eventos de cementación, tubería vacía, efectos de fracturamiento y de producción del pozo.
  • 82. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 80 sión hidrostática de por lo menos 500 psi. La herramienta es bajada al punto de interés y acti- vada eléctricamente desde la superficie mediante una unidad de cable. Ventajas. 1. Bajo costo. 2. Remoción de múltiples tipos de daño. 3. Tratamiento a zonas específicas. 4. No contaminante. 5. Crea fracturas multidireccionales. 6. No daña las tuberías ni al cemento. 7. Opera a través del aparejo de producción. Recomendaciones. El éxito en la aplicación de ésta técnica, sólo depen- de de la buena elección del pozo candidato. La me- jor opcion será aquel pozo donde se constate fehacientemente la existencia de daño y que tenga el suficiente potencial productivo. Diseño Para realizar un diseño de tratamiento deben con- templarse varios factores, tipo de formacion en funcion de los esfuerzos a que será sometido el apuntalante y la compatibilidad de los fluidos de tra- tamiento con el sistema roca fluido de la formación. Se debe contar con la informacion de yacimiento tal como: permeamilidad, porosidad, presion de yaci- miento, factor de daño, temperatura de yacimiento, espesor del estrato a estimular, etc. Además de la información de yacimiento se debe co- nocer el estado mecanico del pozo, como: la pro- fundidad de los disparos, diametro y densidad de carga del mismo, aparejo de produccion,etc.; histo- rial de perforacion y mantenimiento del pozo, asi como, la informacion de los tratamientos previos rea- lizados en el mismo pozo o en el área e historial de produccion. Toda la informacion se accesa a un software para determinar el diseño optimo y pasarlo al analisis de produccion pronosticada y al analisis economico para determinar la rentabilidad del tratamiento. Evaluación del tratamiento Es un tópico de suma importancia ya que a traves de los analisis post tratamiento se puede regular u optimizar los trabajos futuros, para este analisis final de los tratamientos se dispone de toda la informacion para tal efecto. Software El software tecnico nos sirve para diseñar el trata- miento en funcion de los parametros de yacimiento, con este mismo podemos rediseñar el tratamiento con los parametros reales obtenidos al final de la operación en funcion del comportamiento de la presion, gasto, concentracion de apuntalante. Lo anterior sirve como marco de referencia de las diferencias del estado de esfuerzos a que esta some- tida la roca de formacion. Trazadores radioctivos Una herramienta de actualidad son el utilizar trazadores radiactivos, los cuales reflejaran una idea de cómo se desarrollo el crecimiento de la fractura, y por correla- ciones en funcion de la actividad radiactiva indicar el ancho alcanzado al cerrrse la fractura. Otro dato de sumo interes es la distribucion del apuntalante. Curvas de variación de presión El analisis del comportamiento de las presiones re- gistradas en el pozo tanto abierto como fluyendo, reflejan la conductividad alcanzada por el fracturamiento y del factor de daño logrado al final de este. XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS ¿Qué es un problema de pozo? Dependiendo de la economía de la situación en par- ticular un problema de pozo puede estar relacionado a limites específicos con la baja producción de acei- te o gas, alta relación gas-aceite, alto porcentaje de agua, problemas mecánicos o beneficios insuficien- tes. Los problemas de inyección o de pozos de depó- sito pueden estar relacionados con las altas presio- 85 do éstas: · La perforación de un orificio en la tubería de pro- ducción. · Perforación y colocación de insertos de orificios en la tubería de producción. · Valvulas de inyección de gas montadas en mandriles para tubería de producción. · Bombeo neumático de flujo continuo. · Bombeo neumático de flujo intermitente. Existen tres tipos de válvulas más utilizadas: · Operada por presión (balanceada). · Operada por fluido (desbalanceada). · De flujo continuo Los tipos de aparejos de bombeo neumático son los siguientes: · Aparejo de bombeo neumático sencillo · Aparejo de bombeo neumático sencillo selecti- vo. · Aparejo de bombeo neumático doble termina- ción. · Aparejo de bombeo neumático doble selectivo. La figura 18 muestra un aparejo típico de termina- ción con sistema artificial de bombeo neumático. XV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS Las terminaciones tipo permanente de un pozo, las reparaciones con tubería concéntrica, y las termina- ciones con tubingless deben ser consideradas todas como una serie de terminaciones de desarrollo para los pozos petroleros. ¿Qué es una terminación permanente de un pozo? El concepto total de este tipo de terminación tiene como objetivo eliminar la necesidad de sacar la tu- bería durante la vida del pozo. La figura siguiente muestra el arreglo básico de una terminación per- manente del pozo con y sin empacador. Una característica esencial de este tipo de termina- ción es el asentamiento de la tubería en el fondo y arriba de la zona de interés futura más alta anticipa- da. Los primeros desarrollos de estas terminaciones ne- cesitaron hacer factible el sistema de explotación ac- tual con relación a pensar en todos los requerimien- tos tecnológicos futuros de la terminación; entre es- tos desarrollos se pueden citar: 1) Pensar en la perfo- ración de la tubería aunado al concepto de perfora- ción bajobalanceada (presión diferencial los dispa- ros) para proporcionar disparos libres de restos de pistolas. 2) Una extensión de tubería concéntrica corrida y anclada mediante cable para permitir la cir- culación al punto deseado en el pozo. Posteriormente Figura 18 Terminación con bombeo neumático. 1950 m 1900mRESTOS RET. EZ- DRILL TR 9 5/8”, J-55, 36 Lb/pie 300 1689/1715m 1810/1837m 1808m EMP.L-SET 65/8” 1662m ZAP.CONECTORA NIPLE CAMPANA 1780/1797m 184 2mTP 2 7/8” 8HR 1680m N.ASIENTO RN CAMISA DESL. 3a. VALV.WF-14R 1a. VALV. R-20 4a. VALV.WF-14R 2a. VALV. R-20 1670m 541m 948m 1326m
  • 83. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 81 nes de inyección y los bajos gastos de inyección o con problemas mecánicos. Antes de considerar po- zos individuales el analista debe de tener la certeza de que el problema existe y que no es un problema del yacimiento. El análisis de los problemas de pozos puede ser manejado sobre la base de o por el estu- dio de un pozo individual. La conclusión de tal estudio debe usualmente resul- tar en una de las siguientes recomendaciones: 1) Trabajos de reparación. 2) Continuar produciendo el pozo hasta que el gas o aceite declinan a un volumen predeterminado a su limite económico. 3) Mantener la presión del yacimiento. 4) Realizar operaciones de recuperación mejorada. 5) Realizar operaciones de abandono del pozo. Probablemente la más grande dificultad es iniciar el análisis del problema de un pozo después de que un trabajo de reparación ha empezado. Un análisis cui- dadoso debe ser terminado antes de que un equipo de reparación sea movido a la localización, debido a que este análisis regularmente es menos costoso que la operación. Pozos con problema Los problemas pueden usualmente ser clasificados como gasto de producción limitada, excesiva pro- ducción de agua, excesiva producción de gas en pozos de aceite, y fallas mecánicas. Los problemas de pozos de gas y aceite son similares; sin embargo, la alta producción de agua es más difícil de manejar en pozos de gas. Gasto de producción limitado. Los gastos de producción limitados pueden resultar de : 1) Baja permeabilidad del yacimiento 2) Baja presión del yacimiento con respecto a la profundidad. 3) Daño a la formación. 4) Taponamiento del agujero, tubing o de las lí- neas de flujo. 5) Alta viscosidad del aceite. 6) Excesiva presión contra la formación. 7) Inadecuado levantamiento artificial. 8) Problemas mecánicos. Baja permeabilidad del yacimiento La baja permeabilidad del yacimiento puede ser una característica total del yacimiento, o puede estar li- mitada a solo una porción del yacimiento. Si la baja permeabilidad ha sido derivada de una producción limitada, este problema debe ser considerado junto con otras posibles causas de la baja productividad. En un yacimiento de baja permeabilidad, la produc- tividad del pozo declina rápidamente si los fluidos cercanos al agujero son producidos a un alto gasto. Si los datos geológicos o de yacimiento no indican rápidamente la baja permeabilidad del yacimiento, medidores de flujo y pruebas de incremento de pre- sión pueden realizarse para diferenciar entre baja permeabilidad y daño a la formación. Presión baja del yacimiento Si las mediciones de presión del yacimiento han sido llevadas a cabo de forma rutinaria, la presión de ya- cimiento en ese pozo debe ser conocida. Caso con- trario, no se debe de llevar a cabo la toma de pre- sión, lo que se debe de considerar es el empuje do- minante en el yacimiento y como este mecanismo está asociado con el problema real o aparente del pozo que está siendo investigado. Daño a la formación Anteriormente ya se definió el daño a la formación y sus diferentes presentaciones en las etapas de pro- ducción de un pozo. Sin embargo el problema aquí es determinar el grado de daño del pozo, las proba- bles causas de ese daño y finalmente la investiga- ción para aliviar cualquier problema serio de daño. Como sabemos el daño a la formación puede ser indicado por medio de las pruebas de producción, pruebas de incremento y decremento, la compara- ción con pozos vecinos y un análisis cuidadoso de la historia de producción, mismo que incluya las ope- raciones de terminación y los trabajos de reparación, así como las operaciones de servicio. Si existen múl- tiples zonas abiertas en una terminación simple los registros de producción corridos en pozos fluyentes o con sistema artificial frecuentemente muestran al- gunas zonas permeables las cuales pueden contri- buir pequeña o grandemente con el deterioro de la producción. Un estudio del yacimiento puede ser re- querido para diferenciar entre (1) declinación de la 84 ciones calizas. El procedimiento consiste en introducir y cementar la tubería de revestimiento de explotación (TR) arriba de la zona de interés, continuar con la perforación del tramo productor y preparar el pozo para su ex- plotación. Terminación con tubería de revestimiento perfora- da Actualmente es el mejor procedimiento para termi- nar un pozo, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones subsecuentes a los inter- valos productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar varias al mismo tiempo, efectuando los disparos productores en las paredes de las tuberías de revestimiento de explota- ción convencionales y cortas liners, por medio de pistolas de chorro de distintos tipos, accionadas con equipos de Cable Eléctrico, ajustando las profundi- dades con registros especiales. La preparación del pozo consiste en seleccionar un diseño adecuado de tuberías de revestimiento que se introducen y cementan, de acuerdo al programa elaborado para cubrir las profundidades de los tra- mos productores. Posteriormente se prepara el pozo con el aparejo de producción seleccionado para su explotación. Terminaciones con bombeo mecánico Este sistema artificial de producción es generalmen- te el último de los sistemas que se utilizan en la vida productiva de un pozo, ya que despues de tener una primera etapa de vida fluyente y si las condiciones de presión y de indice de productividad es la ade- cuada seguiría en orden de explotación el sistema de bombeo eléctricocentrifugo, posteriomente el sis- tema de bombeo hidráulico, continuando con el sis- tema de bombeo neumático y terminando con el sis- tema artificial de bombeo mecánico y sistema tiben éstos últimos dentro de sus ventajas tiene las siguien- tes: · Operación eficiente en pozos de mínima produc- ción. · Capacidad de agotar el yacimiento. · Buena eficiencia del sistema La figura 17 representa una terminación típica con sistema artificial de bombeo mecánico, los mismos accesorios tiene el sistema tieben, cambia en estos en bimba caliente y cavidad progresiva. Terminación con bombeo neumático Este aparejo es un diseño artificial de explotación, empleado en pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para elevar y hacer llegar el aceite a la bateria de separación. El método de elevación con gas está basado en la energía del gas comprimido en el espacio anular, sien- do ésta la fuerza principal que hace elevar el aceite. Para incrementar la producción en los pozos, el bom- beo neumático se efectúa de diferentes formas, sien- Figura 17- Terminaciones con bombeo mecánico. %/,1(5 µ 75 75 75 75 5(7072%$.(5 6(3$5$'25 '( *$6 $1/$ 0( =$3$7$ $1'$'2 1,3/( 6(//26 %/,1(5 µ 75 75 75 75 5(7072%$.(5 %/,1(5 µ 75 75 75 75 5(7072%$.(5 6(3$5$'25 '( *$6 $1/$ 0( =$3$7$ $1'$'2 1,3/( 6(//26 6(3$5$'25 '( *$6 $1/$ 0( =$3$7$ $1'$'2 1,3/( 6(//26
  • 84. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 82 producción debido a la formación gradual del tapo- namiento y (2) declinación debido a la pérdida de presión del yacimiento. La comparación de pozos vecinos quizá no sea suficiente para detectar el tapo- namiento gradual debido a que todos los pozos pue- den estar sujetos a condiciones similares de daño. Taponamiento del tubing, el agujero y las perfora- ciones. Cuando la baja productividad es indicada en un pozo con sistema artificial y una historia de producción alta, la primera consideración que debe hacerse es verificar la operación eficiente de ese sistema. De to- dos los tipos de pozos la probabilidad de las líneas de flujo, el tubing, el agujero y los disparos deben ser evaluadas. El taponamiento como sabemos pue- de ser causado por engravamiento o arena de frac- tura, finos, lodo, roca de la formación, parafinas, asfaltenos, incrustaciones restos de pistolas, u otros detalles adicionales. La remediación de esto depen- de del tipo de problema aunque en algunas ocasio- nes resulta en sacar y cambiar el sistema artificial de producción. Aceite con alta viscosidad La alta viscosidad del aceite puede ser normal para un yacimiento en particular. Si el yacimiento está pro- duciendo por gas disuelto, la viscosidad del aceite se debe incrementar en la proporción en que el gas es liberado del aceite. Si el pozo tiene problemas de producción debido a las emulsiones aceite -agua de alta viscosidad en o cerca del agujero, puede ser eco- nómico romper o invertir la emulsión con surfactantes de alta viscosidad. Excesiva presión contra la formación La contrapresión excesiva puede ser detectada por los gastos de producción bajos en los pozos que pro- ducen de yacimientos cercanos a la presión de depresionamiento. La excesiva contrapresión de la formación puede deberse a lo limitado de las perfo- raciones, el taponamiento del agujero, el tubing, las líneas de flujo subsuperficiales o superficiales conec- tados al sistema de producción del pozo. La remediación de este tipo de problemas incluyen: para pozos con alta capacidad, el enfoque usual es incre- mentar el tamaño del tubing, las líneas de flujo o el separador; en yacimientos de aceite que tiene apre- ciable pérdida de presión, la eficiencia del sistema artificial mas la reducción del separador, tubing, o la presión en la TR deben incrementar la producción; si la tubería o el agujero o los disparos están parcial- mente taponados, la remoción de las restricciones por medio de limpieza deben incrementar la produc- ción; los re-disparos frecuentemente son el mejor enfoque. Problemas con los sistemas artificiales Si la declinación en los pozos se debe a insuficiente presión de fondo con relación al peso de la columna de fluido fluyente, los sistemas artificiales de produc- ción son regularmente el mejor enfoque. Si estos ya han sido instalados, un diseño o aplicación inapropiada o el mal funcionamiento del equipo es una causa frecuente de la producción reducida de aceite. Si el exceso de agua es el problema, los traba- jos de reparación para la remediación son una posi- ble alternativa. En un pozo fluyente con baja presión en superficie, el bacheo de fluido o el colgamiento en la tubería puede ser el problema. Por lo tanto es necesario, suavear o levantar el pozo por varios días para determinar la correcta relación agua-aceite. Exis- te problemática diversa que aparece en el uso y apli- cación de los sistemas artificiales de producción en los pozos. El enfoque que debe prevalecer en la solu- ción de estos problemas es el análisis riguroso de las fallas de estos sistemas mediante estadística que per- mita visualizar las áreas de oportunidad para la mejo- ra del proceso. Problemas de producción de agua en pozos de aceite y gas. Estos problemas pueden resultar por el empuje natu- ral de agua o la agravada conificación o digitización. Fuentes extrañas incluyen las fugas en las TR´s o las fallas en las cementaciones primarias y/o forzadas, así como el fracturamiento o la acidificación dentro de zonas de agua adyacentes. En aquellos pozos terminados dentro de una transición cercanos a zo- nas con empuje de agua no se puede esperar que produzcan gas libre de agua. Los efectos de digitización y de conificación causados por el agua son más marcados en zonas estratificadas y en hori- zontes donde el empuje hidráulico está presente. Cuando problemáticas de este tipo se presentan se debe de analizar rigurosamente las posibilidades de corrección o de la producción alternativa de esta agua 83 junto con el aceite, ya que en algunos casos la remediación resulta solo en forma temporal y gene- ra por otra parte, altos costos en intervalos de tiem- po cortos. Problemas de gas en pozos de aceite. La fuente primaria de gas en los pozos de aceite es: 1) El gas disuelto en el aceite. 2) Casquetes de gas primarios o secundarios. 3) Flujo de gas a través de canales desde otras zonas del yacimiento arriba o abajo de la zona productora. El comportamiento normal de la relación gas-aceite correspondiente al mecanismo de empuje para cual- quier yacimiento debe ser considerado en el análisis del problema del pozo. En un yacimiento con empu- je de gas, la saturación de gas se incrementa a me- dida que el aceite es explotado y continua y por lo que la presión del yacimiento declina. Cuando este gas es liberado el aceite, el gas fluye al agujero, y si la declinación de la presión continua, el gas tiende a superar la dominante movilidad del fluido hasta que el gas desaparece. Si no hay barreras al flujo vertical en un yacimiento con casquete de gas, una declina- ción a la presión del yacimiento puede permitir que el gas se expanda dentro del intervalo productor de aceite. Con alta caída de presión en el agujero, la conificación por gas puede ocurrir en pozos de gas. Tópicos de Terminación Se entiende por Terminación de un pozo petrolero a las actividades encaminadas a explotar los yacimien- tos, a través de las tuberías de revestimiento de ex- plotación, contando con la introducción, anclaje y empacamiento del aparejo de producción para de- jarlo produciendo por el método más cobeniente. Básicamente una Terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberías de revestimiento que representan la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la energía del yacimiento. En el sistema petrolero existen dos clases de termi- nación: a) Terminación de Explotación (T.E) Se le denomina así al acondicionamiento del primer pozo perforado en una nueva estructura posiblemen- te productiva de hidrocarburos. b). Terminación de Desarrollo (T.D) Se le llama así al acondicionamiento de los demás pozos perforados a diferentes profundidades después del primero, en una nueva estructura o en otras ya probadas, productoras de aceite y gas. Entre estos últimos se presentan variantes, como lo son los pozos de avanzada que sirven para definir los límites del yacimiento y los inyectores de agua (TIA), gas (TIG) o vapor (TIV) para procesos de recu- peración secundaria. Esta interpretación incluye una serie de actividades que consisten principalmente en: - Asegurar el control del pozo. - Verificar las condiciones de las tuberías de revesti- miento y su corrección en caso de falla. - Introducción del aparejo de producción o inyec- ción. - Instalar y probar el sistema superficial de control (árbol de válvulas). - Disparar los intervalos a probar para comunicar el yacimiento con el pozo. - Efectuar pruebas de producción o inyección, se- gún sea el caso, incluyendo estimulaciones e inducciones. Todo lo anterior permite la definición del pozo como productor o inyector y en última instancia su aban- dono, previo taponamiento. Las dos clases de Terminaciones que vimos (Explo- ración y Desarrollo), pueden llevarse a cabo de di- versas formas. Terminaciones en agujero abierto Anteriormente se terminaban los pozos en agujeros sin revestir. Ahora esta práctica se ha abandonado, efectuándose solamente en yacimientos con baja presión en una zona productora donde el intervalo saturado de aceite y gas sea demasiado grande. Es- tas Terminaciones son recomendables para forma-
  • 85. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 82 producción debido a la formación gradual del tapo- namiento y (2) declinación debido a la pérdida de presión del yacimiento. La comparación de pozos vecinos quizá no sea suficiente para detectar el tapo- namiento gradual debido a que todos los pozos pue- den estar sujetos a condiciones similares de daño. Taponamiento del tubing, el agujero y las perfora- ciones. Cuando la baja productividad es indicada en un pozo con sistema artificial y una historia de producción alta, la primera consideración que debe hacerse es verificar la operación eficiente de ese sistema. De to- dos los tipos de pozos la probabilidad de las líneas de flujo, el tubing, el agujero y los disparos deben ser evaluadas. El taponamiento como sabemos pue- de ser causado por engravamiento o arena de frac- tura, finos, lodo, roca de la formación, parafinas, asfaltenos, incrustaciones restos de pistolas, u otros detalles adicionales. La remediación de esto depen- de del tipo de problema aunque en algunas ocasio- nes resulta en sacar y cambiar el sistema artificial de producción. Aceite con alta viscosidad La alta viscosidad del aceite puede ser normal para un yacimiento en particular. Si el yacimiento está pro- duciendo por gas disuelto, la viscosidad del aceite se debe incrementar en la proporción en que el gas es liberado del aceite. Si el pozo tiene problemas de producción debido a las emulsiones aceite -agua de alta viscosidad en o cerca del agujero, puede ser eco- nómico romper o invertir la emulsión con surfactantes de alta viscosidad. Excesiva presión contra la formación La contrapresión excesiva puede ser detectada por los gastos de producción bajos en los pozos que pro- ducen de yacimientos cercanos a la presión de depresionamiento. La excesiva contrapresión de la formación puede deberse a lo limitado de las perfo- raciones, el taponamiento del agujero, el tubing, las líneas de flujo subsuperficiales o superficiales conec- tados al sistema de producción del pozo. La remediación de este tipo de problemas incluyen: para pozos con alta capacidad, el enfoque usual es incre- mentar el tamaño del tubing, las líneas de flujo o el separador; en yacimientos de aceite que tiene apre- ciable pérdida de presión, la eficiencia del sistema artificial mas la reducción del separador, tubing, o la presión en la TR deben incrementar la producción; si la tubería o el agujero o los disparos están parcial- mente taponados, la remoción de las restricciones por medio de limpieza deben incrementar la produc- ción; los re-disparos frecuentemente son el mejor enfoque. Problemas con los sistemas artificiales Si la declinación en los pozos se debe a insuficiente presión de fondo con relación al peso de la columna de fluido fluyente, los sistemas artificiales de produc- ción son regularmente el mejor enfoque. Si estos ya han sido instalados, un diseño o aplicación inapropiada o el mal funcionamiento del equipo es una causa frecuente de la producción reducida de aceite. Si el exceso de agua es el problema, los traba- jos de reparación para la remediación son una posi- ble alternativa. En un pozo fluyente con baja presión en superficie, el bacheo de fluido o el colgamiento en la tubería puede ser el problema. Por lo tanto es necesario, suavear o levantar el pozo por varios días para determinar la correcta relación agua-aceite. Exis- te problemática diversa que aparece en el uso y apli- cación de los sistemas artificiales de producción en los pozos. El enfoque que debe prevalecer en la solu- ción de estos problemas es el análisis riguroso de las fallas de estos sistemas mediante estadística que per- mita visualizar las áreas de oportunidad para la mejo- ra del proceso. Problemas de producción de agua en pozos de aceite y gas. Estos problemas pueden resultar por el empuje natu- ral de agua o la agravada conificación o digitización. Fuentes extrañas incluyen las fugas en las TR´s o las fallas en las cementaciones primarias y/o forzadas, así como el fracturamiento o la acidificación dentro de zonas de agua adyacentes. En aquellos pozos terminados dentro de una transición cercanos a zo- nas con empuje de agua no se puede esperar que produzcan gas libre de agua. Los efectos de digitización y de conificación causados por el agua son más marcados en zonas estratificadas y en hori- zontes donde el empuje hidráulico está presente. Cuando problemáticas de este tipo se presentan se debe de analizar rigurosamente las posibilidades de corrección o de la producción alternativa de esta agua 83 junto con el aceite, ya que en algunos casos la remediación resulta solo en forma temporal y gene- ra por otra parte, altos costos en intervalos de tiem- po cortos. Problemas de gas en pozos de aceite. La fuente primaria de gas en los pozos de aceite es: 1) El gas disuelto en el aceite. 2) Casquetes de gas primarios o secundarios. 3) Flujo de gas a través de canales desde otras zonas del yacimiento arriba o abajo de la zona productora. El comportamiento normal de la relación gas-aceite correspondiente al mecanismo de empuje para cual- quier yacimiento debe ser considerado en el análisis del problema del pozo. En un yacimiento con empu- je de gas, la saturación de gas se incrementa a me- dida que el aceite es explotado y continua y por lo que la presión del yacimiento declina. Cuando este gas es liberado el aceite, el gas fluye al agujero, y si la declinación de la presión continua, el gas tiende a superar la dominante movilidad del fluido hasta que el gas desaparece. Si no hay barreras al flujo vertical en un yacimiento con casquete de gas, una declina- ción a la presión del yacimiento puede permitir que el gas se expanda dentro del intervalo productor de aceite. Con alta caída de presión en el agujero, la conificación por gas puede ocurrir en pozos de gas. Tópicos de Terminación Se entiende por Terminación de un pozo petrolero a las actividades encaminadas a explotar los yacimien- tos, a través de las tuberías de revestimiento de ex- plotación, contando con la introducción, anclaje y empacamiento del aparejo de producción para de- jarlo produciendo por el método más cobeniente. Básicamente una Terminación consiste en establecer en forma controlada y segura la comunicación entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger las tuberías de revestimiento que representan la vida del pozo, aprovechando así óptimamente la energía del yacimiento. En el sistema petrolero existen dos clases de termi- nación: a) Terminación de Explotación (T.E) Se le denomina así al acondicionamiento del primer pozo perforado en una nueva estructura posiblemen- te productiva de hidrocarburos. b). Terminación de Desarrollo (T.D) Se le llama así al acondicionamiento de los demás pozos perforados a diferentes profundidades después del primero, en una nueva estructura o en otras ya probadas, productoras de aceite y gas. Entre estos últimos se presentan variantes, como lo son los pozos de avanzada que sirven para definir los límites del yacimiento y los inyectores de agua (TIA), gas (TIG) o vapor (TIV) para procesos de recu- peración secundaria. Esta interpretación incluye una serie de actividades que consisten principalmente en: - Asegurar el control del pozo. - Verificar las condiciones de las tuberías de revesti- miento y su corrección en caso de falla. - Introducción del aparejo de producción o inyec- ción. - Instalar y probar el sistema superficial de control (árbol de válvulas). - Disparar los intervalos a probar para comunicar el yacimiento con el pozo. - Efectuar pruebas de producción o inyección, se- gún sea el caso, incluyendo estimulaciones e inducciones. Todo lo anterior permite la definición del pozo como productor o inyector y en última instancia su aban- dono, previo taponamiento. Las dos clases de Terminaciones que vimos (Explo- ración y Desarrollo), pueden llevarse a cabo de di- versas formas. Terminaciones en agujero abierto Anteriormente se terminaban los pozos en agujeros sin revestir. Ahora esta práctica se ha abandonado, efectuándose solamente en yacimientos con baja presión en una zona productora donde el intervalo saturado de aceite y gas sea demasiado grande. Es- tas Terminaciones son recomendables para forma-
  • 86. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 81 nes de inyección y los bajos gastos de inyección o con problemas mecánicos. Antes de considerar po- zos individuales el analista debe de tener la certeza de que el problema existe y que no es un problema del yacimiento. El análisis de los problemas de pozos puede ser manejado sobre la base de o por el estu- dio de un pozo individual. La conclusión de tal estudio debe usualmente resul- tar en una de las siguientes recomendaciones: 1) Trabajos de reparación. 2) Continuar produciendo el pozo hasta que el gas o aceite declinan a un volumen predeterminado a su limite económico. 3) Mantener la presión del yacimiento. 4) Realizar operaciones de recuperación mejorada. 5) Realizar operaciones de abandono del pozo. Probablemente la más grande dificultad es iniciar el análisis del problema de un pozo después de que un trabajo de reparación ha empezado. Un análisis cui- dadoso debe ser terminado antes de que un equipo de reparación sea movido a la localización, debido a que este análisis regularmente es menos costoso que la operación. Pozos con problema Los problemas pueden usualmente ser clasificados como gasto de producción limitada, excesiva pro- ducción de agua, excesiva producción de gas en pozos de aceite, y fallas mecánicas. Los problemas de pozos de gas y aceite son similares; sin embargo, la alta producción de agua es más difícil de manejar en pozos de gas. Gasto de producción limitado. Los gastos de producción limitados pueden resultar de : 1) Baja permeabilidad del yacimiento 2) Baja presión del yacimiento con respecto a la profundidad. 3) Daño a la formación. 4) Taponamiento del agujero, tubing o de las lí- neas de flujo. 5) Alta viscosidad del aceite. 6) Excesiva presión contra la formación. 7) Inadecuado levantamiento artificial. 8) Problemas mecánicos. Baja permeabilidad del yacimiento La baja permeabilidad del yacimiento puede ser una característica total del yacimiento, o puede estar li- mitada a solo una porción del yacimiento. Si la baja permeabilidad ha sido derivada de una producción limitada, este problema debe ser considerado junto con otras posibles causas de la baja productividad. En un yacimiento de baja permeabilidad, la produc- tividad del pozo declina rápidamente si los fluidos cercanos al agujero son producidos a un alto gasto. Si los datos geológicos o de yacimiento no indican rápidamente la baja permeabilidad del yacimiento, medidores de flujo y pruebas de incremento de pre- sión pueden realizarse para diferenciar entre baja permeabilidad y daño a la formación. Presión baja del yacimiento Si las mediciones de presión del yacimiento han sido llevadas a cabo de forma rutinaria, la presión de ya- cimiento en ese pozo debe ser conocida. Caso con- trario, no se debe de llevar a cabo la toma de pre- sión, lo que se debe de considerar es el empuje do- minante en el yacimiento y como este mecanismo está asociado con el problema real o aparente del pozo que está siendo investigado. Daño a la formación Anteriormente ya se definió el daño a la formación y sus diferentes presentaciones en las etapas de pro- ducción de un pozo. Sin embargo el problema aquí es determinar el grado de daño del pozo, las proba- bles causas de ese daño y finalmente la investiga- ción para aliviar cualquier problema serio de daño. Como sabemos el daño a la formación puede ser indicado por medio de las pruebas de producción, pruebas de incremento y decremento, la compara- ción con pozos vecinos y un análisis cuidadoso de la historia de producción, mismo que incluya las ope- raciones de terminación y los trabajos de reparación, así como las operaciones de servicio. Si existen múl- tiples zonas abiertas en una terminación simple los registros de producción corridos en pozos fluyentes o con sistema artificial frecuentemente muestran al- gunas zonas permeables las cuales pueden contri- buir pequeña o grandemente con el deterioro de la producción. Un estudio del yacimiento puede ser re- querido para diferenciar entre (1) declinación de la 84 ciones calizas. El procedimiento consiste en introducir y cementar la tubería de revestimiento de explotación (TR) arriba de la zona de interés, continuar con la perforación del tramo productor y preparar el pozo para su ex- plotación. Terminación con tubería de revestimiento perfora- da Actualmente es el mejor procedimiento para termi- nar un pozo, ya que ofrece mayores posibilidades para efectuar reparaciones subsecuentes a los inter- valos productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar varias al mismo tiempo, efectuando los disparos productores en las paredes de las tuberías de revestimiento de explota- ción convencionales y cortas liners, por medio de pistolas de chorro de distintos tipos, accionadas con equipos de Cable Eléctrico, ajustando las profundi- dades con registros especiales. La preparación del pozo consiste en seleccionar un diseño adecuado de tuberías de revestimiento que se introducen y cementan, de acuerdo al programa elaborado para cubrir las profundidades de los tra- mos productores. Posteriormente se prepara el pozo con el aparejo de producción seleccionado para su explotación. Terminaciones con bombeo mecánico Este sistema artificial de producción es generalmen- te el último de los sistemas que se utilizan en la vida productiva de un pozo, ya que despues de tener una primera etapa de vida fluyente y si las condiciones de presión y de indice de productividad es la ade- cuada seguiría en orden de explotación el sistema de bombeo eléctricocentrifugo, posteriomente el sis- tema de bombeo hidráulico, continuando con el sis- tema de bombeo neumático y terminando con el sis- tema artificial de bombeo mecánico y sistema tiben éstos últimos dentro de sus ventajas tiene las siguien- tes: · Operación eficiente en pozos de mínima produc- ción. · Capacidad de agotar el yacimiento. · Buena eficiencia del sistema La figura 17 representa una terminación típica con sistema artificial de bombeo mecánico, los mismos accesorios tiene el sistema tieben, cambia en estos en bimba caliente y cavidad progresiva. Terminación con bombeo neumático Este aparejo es un diseño artificial de explotación, empleado en pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para elevar y hacer llegar el aceite a la bateria de separación. El método de elevación con gas está basado en la energía del gas comprimido en el espacio anular, sien- do ésta la fuerza principal que hace elevar el aceite. Para incrementar la producción en los pozos, el bom- beo neumático se efectúa de diferentes formas, sien- Figura 17- Terminaciones con bombeo mecánico. %/,1(5 µ 75 75 75 75 5(7072%$.(5 6(3$5$'25 '( *$6 $1/$ 0( =$3$7$ $1'$'2 1,3/( 6(//26 %/,1(5 µ 75 75 75 75 5(7072%$.(5 %/,1(5 µ 75 75 75 75 5(7072%$.(5 6(3$5$'25 '( *$6 $1/$ 0( =$3$7$ $1'$'2 1,3/( 6(//26 6(3$5$'25 '( *$6 $1/$ 0( =$3$7$ $1'$'2 1,3/( 6(//26
  • 87. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 80 sión hidrostática de por lo menos 500 psi. La herramienta es bajada al punto de interés y acti- vada eléctricamente desde la superficie mediante una unidad de cable. Ventajas. 1. Bajo costo. 2. Remoción de múltiples tipos de daño. 3. Tratamiento a zonas específicas. 4. No contaminante. 5. Crea fracturas multidireccionales. 6. No daña las tuberías ni al cemento. 7. Opera a través del aparejo de producción. Recomendaciones. El éxito en la aplicación de ésta técnica, sólo depen- de de la buena elección del pozo candidato. La me- jor opcion será aquel pozo donde se constate fehacientemente la existencia de daño y que tenga el suficiente potencial productivo. Diseño Para realizar un diseño de tratamiento deben con- templarse varios factores, tipo de formacion en funcion de los esfuerzos a que será sometido el apuntalante y la compatibilidad de los fluidos de tra- tamiento con el sistema roca fluido de la formación. Se debe contar con la informacion de yacimiento tal como: permeamilidad, porosidad, presion de yaci- miento, factor de daño, temperatura de yacimiento, espesor del estrato a estimular, etc. Además de la información de yacimiento se debe co- nocer el estado mecanico del pozo, como: la pro- fundidad de los disparos, diametro y densidad de carga del mismo, aparejo de produccion,etc.; histo- rial de perforacion y mantenimiento del pozo, asi como, la informacion de los tratamientos previos rea- lizados en el mismo pozo o en el área e historial de produccion. Toda la informacion se accesa a un software para determinar el diseño optimo y pasarlo al analisis de produccion pronosticada y al analisis economico para determinar la rentabilidad del tratamiento. Evaluación del tratamiento Es un tópico de suma importancia ya que a traves de los analisis post tratamiento se puede regular u optimizar los trabajos futuros, para este analisis final de los tratamientos se dispone de toda la informacion para tal efecto. Software El software tecnico nos sirve para diseñar el trata- miento en funcion de los parametros de yacimiento, con este mismo podemos rediseñar el tratamiento con los parametros reales obtenidos al final de la operación en funcion del comportamiento de la presion, gasto, concentracion de apuntalante. Lo anterior sirve como marco de referencia de las diferencias del estado de esfuerzos a que esta some- tida la roca de formacion. Trazadores radioctivos Una herramienta de actualidad son el utilizar trazadores radiactivos, los cuales reflejaran una idea de cómo se desarrollo el crecimiento de la fractura, y por correla- ciones en funcion de la actividad radiactiva indicar el ancho alcanzado al cerrrse la fractura. Otro dato de sumo interes es la distribucion del apuntalante. Curvas de variación de presión El analisis del comportamiento de las presiones re- gistradas en el pozo tanto abierto como fluyendo, reflejan la conductividad alcanzada por el fracturamiento y del factor de daño logrado al final de este. XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS ¿Qué es un problema de pozo? Dependiendo de la economía de la situación en par- ticular un problema de pozo puede estar relacionado a limites específicos con la baja producción de acei- te o gas, alta relación gas-aceite, alto porcentaje de agua, problemas mecánicos o beneficios insuficien- tes. Los problemas de inyección o de pozos de depó- sito pueden estar relacionados con las altas presio- 85 do éstas: · La perforación de un orificio en la tubería de pro- ducción. · Perforación y colocación de insertos de orificios en la tubería de producción. · Valvulas de inyección de gas montadas en mandriles para tubería de producción. · Bombeo neumático de flujo continuo. · Bombeo neumático de flujo intermitente. Existen tres tipos de válvulas más utilizadas: · Operada por presión (balanceada). · Operada por fluido (desbalanceada). · De flujo continuo Los tipos de aparejos de bombeo neumático son los siguientes: · Aparejo de bombeo neumático sencillo · Aparejo de bombeo neumático sencillo selecti- vo. · Aparejo de bombeo neumático doble termina- ción. · Aparejo de bombeo neumático doble selectivo. La figura 18 muestra un aparejo típico de termina- ción con sistema artificial de bombeo neumático. XV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS Las terminaciones tipo permanente de un pozo, las reparaciones con tubería concéntrica, y las termina- ciones con tubingless deben ser consideradas todas como una serie de terminaciones de desarrollo para los pozos petroleros. ¿Qué es una terminación permanente de un pozo? El concepto total de este tipo de terminación tiene como objetivo eliminar la necesidad de sacar la tu- bería durante la vida del pozo. La figura siguiente muestra el arreglo básico de una terminación per- manente del pozo con y sin empacador. Una característica esencial de este tipo de termina- ción es el asentamiento de la tubería en el fondo y arriba de la zona de interés futura más alta anticipa- da. Los primeros desarrollos de estas terminaciones ne- cesitaron hacer factible el sistema de explotación ac- tual con relación a pensar en todos los requerimien- tos tecnológicos futuros de la terminación; entre es- tos desarrollos se pueden citar: 1) Pensar en la perfo- ración de la tubería aunado al concepto de perfora- ción bajobalanceada (presión diferencial los dispa- ros) para proporcionar disparos libres de restos de pistolas. 2) Una extensión de tubería concéntrica corrida y anclada mediante cable para permitir la cir- culación al punto deseado en el pozo. Posteriormente Figura 18 Terminación con bombeo neumático. 1950 m 1900mRESTOS RET. EZ- DRILL TR 9 5/8”, J-55, 36 Lb/pie 300 1689/1715m 1810/1837m 1808m EMP.L-SET 65/8” 1662m ZAP.CONECTORA NIPLE CAMPANA 1780/1797m 184 2mTP 2 7/8” 8HR 1680m N.ASIENTO RN CAMISA DESL. 3a. VALV.WF-14R 1a. VALV. R-20 4a. VALV.WF-14R 2a. VALV. R-20 1670m 541m 948m 1326m
  • 88. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 79 Por otra parte el nitrógeno requerido se incrementa exponencialmente con la presión, incrementando sustancialmente los costos cuando la presión super- ficial es superior a 300 kg/cm2. Fracturamiento con gas altamente energizado Ésta avanzada tecnología esta basada en el uso del propelente científico, desarrollado por la industria aeroespacial. Esta técnica es una estimulación diná- mica, desarrollada con el objeto de incrementar la permeabilidad de la formación en las cercanías del pozo, revirtiendo así el daño existente. La combustión del propelente, contenido dentro de un cilindro hueco (la herramienta de Radial Frac), produce un pulso de presión controlado del orden de 2,500 a 25,000 psi, originado por la expansión de gas (CO2), el cual esta confinado solamente a la zona de interés por la hidrostática de la columna de fluido dentro del pozo; y por el diseño de la herramienta, que al deflagrar hace que la energía se disipe lateral- mente, o sea hacia la formación. La velocidad de propagación del gas está controlada de tal manera, que resulta ser menor que la onda expansiva provocada por una explosión y mayor que la causada por una fractura hidráulica, logrando pe- netraciones efectivas que van de los 5 a los 53 pies en todas direcciones. Esta expansión de energía produce múltiples fisuras en la periferia del pozo, dando como resultado un marcado aumento de la permeabilidad en dicha zona. La velocidad de propagación de la energía, es la que le da la característica al tipo de fractura originada, por lo tanto se tienen tres tipos de fracturas que son: Fractura estática.- Este tipo de fracturas son las oca- sionadas por el fracturamiento hidráulico, en donde la energía es transmitida de segundos a milisegundos. En este caso la longitud de la fractura no puede ser controlada. Fractura explosiva.- Este tipo de fractura ocurre cuan- do toda la energía es transmitida en microsegundos y la formación no puede absorberla toda en ese tiem- po, lo que provoca que la misma se pulverice, oca- sionando un daño severo en el pozo por compactación (similar al daño por disparo), reducien- do la permeabilidad casi en su totalidad. Fractura dinámica.- En este caso la energía es con- trolada por el sistema Radialfrac y la energía es trans- mitida en un rango de milisegundos a microsegundos. Aplicaciones de la técnica.- Como es sabido, la pre- sión en una formación productora decrece a medi- da que el flujo de fluidos se aproxima al pozo. Sin embargo, una zona alterada con menor permeabili- dad localizada en la periferia del pozo, provoca una drástica caída de presión (DP), disminuyendo en gran medida la capacidad de movimiento de los fluidos hacia el pozo, es en esta corta distancia de algunas pulgadas o pocos pies, donde se origina el estrangu- lamiento e imposibilidad de hacer producir una for- mación. Así la técnica Radialfrac puede aplicarse con éxito en: · Remoción del daño total películar. · Remoción del daño causado por disparos. · Como sustitución de la estimulación primaria. · Optimización del fracturamiento hidráulico. Descripción de la Herramienta.- La herramienta Radialfrac consta de un cilindro hueco (resina endu- recida), relleno de un propelente sólido, teniendo en su parte central y a lo largo de todo el cilindro, una barra de ignición encargada de iniciar la combustión del propelente, la que se activa eléctricamente desde la superficie. La combustión del propelente se hace en forma progresiva, dando así una mayor superfi- cie de contacto durante la combustión, un mayor volumen consumido en función del tiempo y una mayor energía isotrópica disponible también en fun- ción del tiempo. El propelente es más seguro que las mezclas explosi- vas, ya que sólo combustionará cuando la barra de ignición sea sometida a un pulso eléctrico que origi- ne calor. Diámetro (pg) Longitud (m) Temp. (°F) 3 a 3 ½ 1.8 a 3.60 400 Puntos de Interés durante el proceso: Para el buen funcionamiento de la herramienta, el pozo debe tener como mínimo 13 perforaciones por metro y una columna de fluido que origine una pre- 86 esta extensión fue sustituida por el uso de la sarta completa de diámetro más pequeño, la cual debía ser corrida a través de la sarta normal de producción utilizando un equipo de reparación. 3) Pensar en el caso de la pérdida de fluido, la baja presión de frac- tura, la cementación forzada, en el sentido mismo de que en este tipo de terminación se verificaran co- rrectamente las propiedades de la lechada así como del cemento fueran colocadas en el punto deseado en los disparos o en un canal detrás de la tubería y el exceso de cemento revertido fuera del pozo median- te circulación inversa. 4) Los dispositivos de registro, las válvulas de gas lift, los tapones puente y otras herramientas necesarias diseñadas para correrse a través de esta tubería o con cable. ¿En qué consisten las terminaciones con tubingless? Este sistema regularmente involucra la cementación de uno o más sartas de 2 ½, 2 3/8 o 3 ½ como TR de producción en el agujero descubierto. La siguien- te figura muestra una comparación entre las termi- naciones convencionales y con tubingless en un cam- po con capas múltiples. El esfuerzo original se suma al concepto de reduc- ción de la inversión durante la terminación de un pozo; sin embargo los mayores beneficios económi- cos han sido la reducción en los cotos por concepto de reparaciones y de servicios a pozos, con especial aplicación en las terminaciones triples en yacimien- tos múltiples de tipo lenticular o en pozos costafuera con terminación doble. Este tipo de terminaciones no necesariamente está restringidas a pozos de vida corta, de bajo volumen o de baja recuperación. Tam- bién los campos de gas con capas múltiples o indivi- duales son excelentes candidatos para la terminación con tubingless. El tamaño del agujero y de la TR debe ser diseñado para obtener el gasto óptimo de retor- no con relación a la vida del pozo. Consideraciones de diseño A diferencia de los pozos convencionales este tipo de pozos requiere considerar tres aspectos relevan- tes: - Diseño de tuberías de revestimiento. - Diseño de la cementación. - Diseño de las conexiones superficiales. Diseño de tuberías de revestimiento En el diseño de las tuberías de revestimiento superfi- cial e intermedia se emplean los mismos criterios uti- lizados en los pozos convencionales; mientras que en el diseño de la tubería de explotación (TP 3 1/2 ó 2 7/8) deben hacerse consideraciones especiales, ya que la tubería de producción en este tipo de pozos tiene doble función, una de ¡levar los fluidos produ- cidos a la superficie y otra de servir de tubería de revestimiento, además de ser capaz de soportar los esfuerzos generados durante el fracturamiento hi- dráulico, debe diseñarse adecuadamente para que cumpla eficientemente sus funciones. En la etapa de producción la tubería está sujeta a incrementos de temperatura, que a su vez causan incrementos de longitud y fuerzas compresivas, que por lo general afectan la estabilidad de¡ tubo en la parte no cementada (parte superior), causando pan- deo helicoide, lo cual puede provocar obstrucción en la introducción de herramientas de línea de acero y en la bajada o en la recuperación de pistolas, adicionalmente a las fallas de los copies por compre- sión de la tubería. Para evitar el pandeo de la tubería durante la produc- ción del pozo es necesario aplicar una tensión adi- cional a su peso flotado. Para ello, después de espe- rar el tiempo de fraguado del cemento, la tubería debe sujetarse a una tensión adicional para instalar las co- nexiones definitivas. Durante el fracturamiento la tubería se somete al es- fuerzo de presión interna así como a un esfuerzo de tensión adicional a su peso flotado, el cual debe eva- luarse para seleccionar la tubería adecuada. Por lo anterior, no se recomienda el uso de conexiones con extremo liso ya que ésto reduce en forma considera- ble la resistencia a la tensión. Cuando las condiciones de corrosión son críticas no se recomienda este diseño de pozo ya que podría resultar en una reducción de su vida útil, el diseño de la tubería de producción para el pozo tubingless fue realizado mediante un análisis triaxial utilizando el programa Weilcat que consideró los eventos de cementación, tubería vacía, efectos de fracturamiento y de producción del pozo.
  • 89. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 78 tre los mas comunes es el cloruro de potasio. h) Controladores de perdida de fluido. Estos agen- tes basicamente controlan la filtracion del fluido hacia la formacion durante el tratamiento, el mas comun es la arena silica. i) Reductores de friccion. Este aditivo se emplea para reducir la perdida de presion por la friccion generada por el efectodel bombeo durante la operacion, tanto el la tuberia como en los dispa- ros. Apuntalantes Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidraulico elagente apuntalante o sustentante es el unico que permanecera en la frac- tura manteniendola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formacion hacia el pozo. Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formacion, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos a que estara sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos, este se podria trituraro en formaciones suaves este se puede embeber y el grado de ocurrencia de estos factores depende del tamaño y resistencia del apuntalante, la dureza de la formacion y los esfuerzos a que estara sometido. Propiedades De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dos grupos: Apuntalantes Elasto - Frágiles En esta clasificacion las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre él hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de silice Apuntalantes Elasto - Plásticos En esta la deformación del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformación presenta una pri- mera fase elástica y porteriormenete, el comporta- miento de la deformación es plástica. Tipos Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los naturales y los sintéticos. Apuntalantes Naturales. Principalmente se encuen- tran las arenas de silicie y soportan bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un límite de 4,000 psi. Apuntalantes Sintéticos. Este grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en la actualidad se han desarrollado apuntalantes para resistir esfuer- zos de cierre hasta 14,000 psi. Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y precurable, según sea la necesidad. Fracturamiento con espumas. Por sus propiedades la espuma es un fluido ideal para el fracturamiento de formaciones de baja permeabili- dad, productoras de gas o sensibles al agua. Dichas propiedades son: · Alta capacidad de acarreo del sustentante. · Baja perdida de filtrado. · Baja pérdida de presión por fricción. · Alta viscosidad en la fractura inducida. · El daño a la formación es prácticamente nulo, de- bido a que el liquido filtrado es mínimo y sin resi- duos. · Limpieza rápida después de la intervención. Aunado a estas propiedades, el ácido espumado ex- hibe un efecto de retardo del ritmo de reacción, lo que es favorable para lograr fracturas con alta pene- tración. La calidad de la espuma usada es del 70 al 90 %, ya que en este rango su viscosidad es alta. Abajo del 65 % de calidad, la espuma es propiamente agua con gas atrapado y arriba del 95 % se convierte en nie- bla. A pesar de las características mencionadas, las espu- mas se tornan inestables a temperaturas mayores de 80 ºC, lo que limita su aplicación. 87 Cementación Ya que la cementación es la operación crítica, en este tipo de pozos, se debe garantizar el éxito de la cementación primaria. Para ello se revisaron los as- pectos relevantes del proceso de cementación, den- tro de los cuales resaltan por su importancia el acon- dicionamiento del lodo previo a la cementación, mez- cla de la lechada, técnica de desplazamiento y movi- miento de la tubería durante la operación de cementación. Durante el viaje de reconocimiento previo a la corri- da de la tubería, las propiedades reológicas del lodo, viscosidad plástica y punto de cedencia, deberán re- ducirse a los niveles mínimos permisibles en el pozo. Es recomendable mezclar la ¡echada de cemento en baches para, obtener una Techada homogénea en densidad y propiedades reológicas, así como una distribución uniforme de los aditivos. Realizar el desplazamiento de la lechada al máximo gasto posible, sin que la densidad equivalente de cir- culación rebase los límites del gradiente de fractura, Antes de soltar el tapón de desplazamiento, las lí- neas de cementación deben lavarse hasta la cabeza de cementación para evitar la presencia de cemento detrás del tapón de desplazamiento. Durante la ope- ración de cementación, debe aplicarse movimiento de rotación y reciprocación a la tubería, para incre- mentar la eficiencia del desplazamiento y asegurar el éxito de la operación. Dos puntos son de especial importancia en la cementación de la tubería de producción, en los po- zos tubingless: - Dejar represionada la tubería durante el fragua- do, con una presión suficiente para evitar el pandeo en la parte cementada, la cual es función de la difecencia entre las presiones hidrostáticas de los flui- dos en el interior de la tubería y el espacio anular. - Efectuar el desplazamiento con el fluido de termi- nación (salmuera) y evitar la operación con tubería flexible de cambiar el lodo de desplazamiento por el fluido de terminación. Conexiones superficiales En el pozo tubingless las conexiones se simplifican de la siguiente manera: Una vez perforada la prime- ra etapa se instala un cabezal roscable, posteriormen- te se perfora la segunda etapa para cementar una tubería que se cuelga en el cabezal roscable, se ins- tala una brida doble sello de y finalmente se instala el cabezal de la tubería de producción de 3 1/2. De tal manera que, de un árbol de válvulas convencional de 13 3/8 x 9 518 x 7 x 2 7/8 en el pozo tubingless se simplifican las conexiones utilizando un árbol de válvulas 9 518 x 7 x 3 1/2. Consideraciones para su aplicación Los pozos tubingless entre otras aplicaciones se han utilizado en la última década para la explotación de arenas compactas (baja permeabilidad) de gas en el Sur de Texas en campos similares a los que confor- man la Cuenca de Burgos, donde se requieren bajos costos de perforación a fin de hacer rentable su ex- plotación, y son aplicables en: Campos de bajo ries- go donde hay suficiente conocimiento del área, cuan- do la corrosión y/o incrustaciones no son críticos y cuando se tiene un alto índice de éxito en las cementaciones primarias. El diseño tubingless ofrece las siguientes ventajas: - Reducción del volumen de lodo, fluidos de termi- nación y cemento - Menor cantidad de acero. - Menor costo de barrenas utilizadas. - Reducción del volumen a utilizar en los tapones de arena para los fracturamientos múltiples, - Limpieza más rápida y eficiente del pozo después del fracturamiento. - Las reparaciones mediante through-tubing en estos pozos son más baratas que las técnicas con- vencionales. - Se elimina el uso de empacadores, equipo de ter- minación de línea de acero y las fallas mecánicas asociadas. El diseño tubingless así como ofrece las ventajas anteriores, también Presenta las siguientes desven- tajas: - Requiere un estricto control de calidad en la cementación primaria, ya que la geometría redu-
  • 90. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 77 Usos del fracturamiento hidraulico La finalidad de un fracturamiento es la de establecer o restablecer las condiciones de flujo que faciliten la afluencia de fluidos del pozo a la formacion o vice- versa. Este tipo de tratamiento se utiliza basicamente en : a) En formaciones de baja permeabilidad b) Permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño profundo c) En el campo de la recuperacion secundaria para el mejoramiento del indice de inyectividad del pozo y la creacion de canales de flujo de alta conductividad en el area de drene del pozo pro- ductor. Fluidos fracturantes Existe una gran variedad de fluidos que se utilizan en el tratamiento y para seleccionarlo adecuadamente es necesario analizar las propiedades del fluido a uti- lizar, las condiciones de presion y temperatura del pozo, caracteristicas de los fluidos de formacion y el tipo de roca. Propiedades Las propiedades que debe tener: a) Bajo coeficiente de perdida b) Alta capacidad de acarreo del apuntalante c) Bajas perdidas de presion por friccion en las tuberias y altas en la fractura d) Facil remocion despues del tratamiento e) Compatibilidad con los fluidos de formacion f) Minimo daño a la premeabilidad de la formacion y fractura. Tipos En los fracturamientos hidraulicos se utilizan basicamente dos tipos de fluidos, los base aceite y base agua. Fluidos base aceite Estos pueden ser aceites crudos o refinados, la ven- tajas que ofrecen son: no inhiben las arcillas, tienen baja tensión interfacial en el sistema roca fluido, son compatibles con la mayoría de las formaciones y los fluidos contenidos en ellas. Los fluidos a base de aceite refinado pueden tener una ventaja que es la economica, ya que este al ser recuperado en la superficie despues del tratamiento, pude ser reutilizado o vendido. Por supuesto que tie- ne desventajas y la principal es que, puede ser arries- gado utiliarlo baja ciertas condiciones. Fluidos base agua Este tipo de fluidos es el mas utilizado en la actuali- dad, ya que se obtiene de diversas fuentes de sumi- nistro, pero se debe verificar porque podria conte- ner solidos en suspension que afectarian el compor- tamiento del fluido mezclado con sus aditivos. Aditivos Existen una gran variedad de aditivos utilizados en los fluidos fracturantes y son la clave para la obtencion de las propiedades requeridas para el éxito del trata- miento, entre los mas comunes tenemos: a) Polimeros. Utilizados para incrementar la visco- sidad del fluido y puede ser del tipo Guar, Hidroxipropil guar (HPG), carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG) , entre los mas comunes. b) Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polimero y elevan considerablemente la vis- cosidad del fluido, entre los mas comunes se tie- nen los boratos, aluminatos, zirconatos. c) Controladores de ph. Este aditivo es muy impor- tante ya que es el que le da la estabilidad al flui- do con respecto a la temperatura. Entre los mas comunes se tiene el fosfato de sodio, acido acetico, carbonato de sodio entre otros. d) Quebradores. Estos agentes se utilizan principal- mente para seccionar los enlaces de las cadenas polimericas al termino del tratamiento y los mas utiliados son los oxidantes, enzimas y acidos e) Surfactantes. Se utilizan basicamente para redu- cir la tension superficial e interfacial y la presion capilar en el espacio poroso. f) Bactericidas. Utilizados escencialmente para pre- venir el ataque de bacterias a los pilimeros. g) Estabilizadores de arcillas. Utilizados basicamente para la prevencion de migracion de arcillas, en- 88 cida complica la corrección de la cementación . - Su aplicación está limitada por profundidad (3200 m). - Las reparaciones mayores resultan más compli- cadas debido al diámetro reducido. Prácticas operativas durante la cementación y ma- nejo de TR como tubingless. Las prácticas utilizadas generalmente cuando se tra- baja con terminaciones con tubingless deben consi- derar los problemas mecánicos de correr múltiples sartas, mismas que requieren TR´s con accesorios especiales para el manejo y control de brotes. Tam- bién durante la cementación de sartas múltiples se debe considerar la sección de los espacios anulares debido a que estos alientan la canalización en este tipo de terminación y un desplazamiento inefectivo del lodo, así como la centralización de la tubería, su movimiento y las propiedades de l punto de cedencia y viscosidad plática de las lechadas. Se debe evitar TR´s con cople a profundidades grandes, para ofre- cer menor resistencia al flujo de la lechada. Algunas de las prácticas operativas más recomenda- bles incluyen el acondicionamiento minucioso del lodo para optimizar las propiedades antes de que salga por efecto de la introducción del tubingless, en caso de terminación doble roscar y correr ambas sartas simultáneamente empleando cuñas y elevadores dobles, en terminaciones triples correr primero dos sartas juntas seguida por la tercera, uti- lizar centradores y escariadores externos especial- mente frente al intervalo de interés, utilizar un dispo- sitivo de torque para asegurar el adecuado y elimi- nar la prueba de presión en cada junta del tubo, mantener en movimiento de la tubería durante la cir- culación del lodo para descartar problemas de pega- dura, la lechada de cemento debe de acercarse al comportamiento de un fluido newtoniano tanto como sea posible, utilizar colgadores tipo cuña siempre para asegurar que cada sarta esté en tensión, probar con presión todas las sartas para detectar una posi- ble comunicación. Pozos con terminación tubingless Las prácticas normales señalan que debemos reali- zar la terminación del pozo sin que el equipo de per- foración se encuentre en la localización, después de que la TR es cementada. Como regla, los disparos, las estimulaciones u otra operación de terminación son llevadas a cabo sin el equipo, pero en caso con- trario es recomendable utilizar un equipo de repara- ción pequeño. Como resultado de los diámetros pequeños de las TR´s se debe de analizar detenidamente la disponibi- lidad de las pistolas para asegurar la penetración y el tamaño del agujero. Ver la factibilidad de empleo de alguna técnica de disparo con presión diferencial para evitar el suaveo y mejorar la productividad del pozo. Cuando se tiene sartas múltiples se debe de tomar en cuenta la localización cuidadosa de los extremos para evitar la perforación de las TR´s adyacentes. Para las terminaciones sencillas correr el registro radioactivo en cada sarta cerca de los disparos, después el regis- tro gamma-neutrón en una sarta para localizar los coples en todas las sartas. Cada sarta puede ser per- forada con la profundidad de correlación con el re- gistro radioactivo previo. Sistemas artificiales y accesorios para las termina- ciones con Tubingless Para este tipo de terminaciones se puede utilizar cual- quiera de los siguientes tipos de sistema artificial en etapas maduras de explotación del pozo. 1) Bombas para TR, existen instalaciones de bombas para TR regularmente para diámetros de 2 7/8, los factores más importantes a considerar es si la TR estará sujeta al desgaste interno por la acción de las varillas, si todo el gas debe de pasar a través de la bomba, si se esperan partículas de arena, incrustaciones o parafi- nas que deriven en pegadura de la bomba y causen trabajos de reparación costosos o la posibilidad de pérdida del pozo. 2) Bombeo con varillas dentro de sartas tipo macarroni, en este sistema se utiliza una bomba tipo inserto, y las ventajas de utilizar el bom- beo dentro de una sarta extra tipo macarroni son la reducción del desgaste de la TR, el gas puede ser ventilado incrementando con ello la eficiencia de la bomba, los inhibidores de corrosión y las parafinas pueden ser circulados mas abajo a través del espacio anular TR-tubing (2 7/8-1 ¼), la arena se puede confi- nar en la tubería facilitando con esto la pesca si la bomba se pega, 3) Bomba de tubería con varilla hueca, este sistema tiene un manejo de volumen res- tringido comparado con una bomba de TR, el des- gaste de la tubería y la TR son similares, 4) Bombeo Hidráulico e s similar al tradicional pero en forma miniaturizada., 5) Gas lift, existen sistemas de inyec-
  • 91. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 76 Modelos de tratamiento Existen varios modelos matemáticos para la predic- ción de los resultados de tratamientos del ácido fracturamiento, Barron et al en 1962 desarrollaron el primer intento para la modelacion de un tratamiento de fracturamiento ácido, en el cual se baso en el rit- mo de reacción del ácido durante la inyección del mismo entre dos placas paralelas de mármol, para la medición de la distancia de penetración. Los modelos de Roberts y Guin, Niroide et al y Nierode y Williams y Van domselaar et al, fueron diseñados para predecir eficientemente la distancia de penetra- ción del ácido, basándose en la kinetica de superfi- cie, condiciones de flujo en la fractura y la perdida de filtrado del fluido en la cara de la fractura. Mecanismos de penetración del ácido El objetivo de un fracturamiento ácido es la de crear una fractura con penetración suficiente y ancho gra- vado, la simulación de este fenómeno es mas com- plejo que la predicción de propagación de fractura con apuntalante. La longitud de fractura depende de gran manera de la perdida de fluido y del coeficiente de difusividad, el cual esta en función de la temperatura y del nume- ro de Reynolds. En la practica el proceso se realiza en dos partes, primeramente se inyecta un fluido con una viscosi- dad tal que permita propagar y mantener abierta la fractura, a este fluido se le conoce como colchón, seguido como colchón, y segundo Fluidos de tratamiento los fluidos mas comunes para realizar un fracturamiento acido es la gelatina, ya sea base acei- te o agua, la cual es utilizada como colchon y cuya finalidad es crear y propagar la fractra e interdigitarse con el acido para el logro de mayor penetracion del mismo. El acido comunmente clohidrico a una concentraciuon del 15 %, en diversas formulaciones, ya que este se puede mezclar con alcohol o con emulsificantes según sea el caso particular. Aditivos Los aditivos mas comunes para la preparación de los sistemas ácidos y gelantes son los siguientes: a) Surfactantes. b) Desviadores químicos. c) Controladores de perdida de fluido. d) Controladores del rimo de reacción. e) Agentes gelificantes f) Inhibidores de corrosión g) Inhibidores de ion fierro Diseño de tratamiento En el diseño de un fracturamiento ácido todos los factores que afectan en éxito del mismo deben ser considerados. En pozos con baja a moderada temperatura, la per- dida de fluido puede ser el factor de mayor impor- tancia. En pozos con alta temperatura, el factor mas impor- tante a considerar es la distancia de penetración del ácido, que puede estar afectado por el alto ritmo de reacción y en este caso los ácidos retardados pue- den ser la alternativa. Otro de los aspectos a considerar es la mecanica de rocas y los parametros de mayor importancia son el modulo de young, la relacion de poisson y el estado de esfurzos a que esta sometida la formacion. Fracturamiento con apuntalante Un tratamiento de fracturamiento consiste esencial- mente en el rompimiento de la formación producto- ra mediante un fluido a un gasto mayor que pueda admitir matricialmente la roca. La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractu- ra, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material solido al fluido para que lo acarre y evitar al termino del tratamiento cierre la fractura dejando un empaque altamente permeable. El fluido emplea- do recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido es conocido como agente apuntalante 89 ción de gas utilizando válvulas hasta con 1 ¼. Aplicación de pozos tubingless en el campo Arca- buz- Culebra Una vez determinada la factibilidad técnica y econó- mica de la perforación de pozos tubing.less, para la explotación de los campos de la Cuenca de Burgos, el Proyecto Integral de la Cuenca de Burgos en for- ma conjunta con la línea funcional del Distrito Reynosa, programó la perforación de este tipo de pozos. A la fecha se han perforado y terminado 36 pozos tubingless distribuídos de la siguiente manera: 27 en el campo Arcabuz-Culebra, 4 en el campo Corin- dón~ Pandura, 3 en el campo Cuitláhuac y 2 en el campo Mojarreñas. Se realizó un análisis de la perforación de este tipo de pozos en el campo Arcabuzculebra por tener el mayor número de aplicaciones, suficiente para de- terminar los beneficios de este nuevo diseño. El objetivo de la perforación de estos pozos fué con- tinuar el desarrollo del campo Arcabuz -Culebra cons- tituido por secuencias de arenas y lutitas de la for- mación Wilcox del Eoceno Medio e Inferior. Terminación Posterior a la espera de fraguado del cemento, se descargó la presión del interior de la tubería .se des- manteló preventores y se instaló el niple y bola col- gadera dejando de 4 a 6 tonde tensión adicional al peso flotado de ¡a tubería, y finalmente se instaló y probó el medio árbol de válvulas. Posteriormente, se tomó el registro de evaluación de la cementación (CBL-VDL) y se efectuaron los disparos de la primera arena a probar, utilizando pistolas de 2 118, 13 car- gas/m., fase 60 grados, Después de desmantelar el equipo de perforación se realizaron los fracturamientos en las arenas de interés, aislando cada intervalo fracturado con tapones temporales de arena, los cuales fueron removidos finalmente utili- zando tubería flexible. Por lo general, se explotan hasta 2 arenas simultáneamente en este campo. Factores que han contribuído al proceso de optimización. Adicionalmente a la optimización del diseño del pozo, la mejora en tiempos y costos obedece a los siguien- tes factores: - Sistemas de fluídos de control más adecuados. - Uso de barrenas PDC de mayor durabilidad y mayor velocidad de penetración. Utilización de sartas tubingless de 3 1/2 para perforar la últi- ma etapa del pozo.. - Eliminación de viajes de reconocimiento cuando el pozo lo permite, Mejora en la coordinación de operaciones y servicios. - Actitud del personal con mente abierta para acep- tar el proceso de cambio.
  • 92. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 75 suficiente que permita mas área de drene efectiva del yacimiento. La diferencia principal es la forma de alcanzar el canal conductivo. En el tratamiento apun- talado, la arena u otro agente apuntalante es coloca- do dentro de la fractura para prevenir el cierre cuan- do la presión es retirada. Un tratamiento ácido gene- ralmente no emplea agente apuntalante, pero el áci- do grava la cara de fractura para dar la conductividad requerida. Como resultado. El ácido esta limitado para formaciones carbonatadas dolomias. Es raramente utilizado en tratamientos para arenas, debido a que aun incluyendo el ácido fluorhidrico no tiene un gra- bado adecuado de cara de fractura. Sin embargo, estos tratamientos han sido exitosos en algunas for- maciones arenosa que contenían carbonatos falla- dos naturalmente, la remoción de los depósitos de carbonato muchas veces resultan con conductividad suficiente para obtener un excelente rendimiento del tratamiento. En algunos casos, especialmente en carbonatos, exis- te la opción entre tratamientos ácidos y apuntalados. Cada uno tiene ventajas y desventajas, si la mejoría de producción es similar puede ser logrado. Operacionalmente, los tratamientos ácidos son me- nos complicados debido a que no se utiliza agente apuntalante, además, los riesgos por un arenamiento prematuro, problemas de retorno de arena y la lim- pieza dl pozo no se tienen. El transporte de apuntalante para un fluido de fractura no es mas pre- ocupante, sin embargo, el ácido es mas caro que un fluido no reactivo. El ácido utilizado como fluido fracturante elimina muchos problemas inherentes al fracturamiento apuntalante, pero se tienen otros problemas de diferente naturaleza. La longitud efectiva de un fracturamiento apuntalado esta limitado por la dis- tancia en que el apuntalante puede ser transpor- tado hacia dentro de la fractura. En una manera similar, la longitud efectiva de un fracturamiento ácido esta limitado por la distancia en que el áci- do viaja a lo largo de la fractura antes de que esta sea gravada. a Altas temperaturas, esto puede ser un problema, sin embargo, la mayor barrera para una efectiva penetración de fractura para el ácido parece ser la perdida de filtrado excesiva. La per- dida de filtrado es un gran problema cuando se usa ácido y es muy difícil su control. La constante erosión de la cara de fractura durante el tratamien- to hace difícil la creación de un enjarre que sirva como barrera. En resumen, la perdida de fluido es muy uniforme y resulta en la cracionde agujeros de gusa- no y amplitud de las fracturas naturales, esto incrementa grandemente el área efectiva cuando la perdida ocurre y esta perdida es muy difícil de con- trolar. Fracturamiento ácido El fracturamiento ácido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el ácido, general- mente ácido clorhídrico es inyectado a la formación carbonatada a una presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas naturales existentes. El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uni- forme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud de fractura depende del volumen de ácido, el ritmo de reacción de este y de las perdidas de fil- trado en la formación. En un fracturamiento ácido generalmente se inyecta un fluido altamente viscoso (gelatina) como colchón para generar la fractura y mantenerla abierta duran- te todo el tratamiento, seguido del ácido que reac- ciona con la formación creando un ancho gravado y finalmente un fluido para desplazar el ácido dentro de la fractura. La efectividad de un tratamiento de este tipo lo determina la longitud de fractura grava- da. Factores que controlan la efectividad de un trata- miento de fracturamientto ácido. Existen dos factores principales que controlan la efec- tividad de un tratamiento ácido, la longitud de frac- tura y la conductividad de la misma. Longitud de fractura efectiva. Este parámetro esta controlado por las características de las perdidas del fluido, el ritmo de reacción del ácido y el gasto del ácido en la fractura. Conductividad de fractura. Este parametro es la culminacion del tratamiento, en el se basa la efec- tividad del mismo, ya que para obtener canales altamente conductivos, depende de la forma en que el acido reacciona con la formacion y la for- ma en que este grava las caras de la fractura al cierre de la misma al termino del tratamiento. 90 Bibliografia Reservoir Stimulation (Michael J. Economides Kenneth G. Nolte). Petroleum Production Systems (Michael J. Economides A. Daniel Hill Christine Ehlig- Economides). Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petrole- ros (Carlos Islas Silva). Ingeniería de fluidos de control en TRP (Gerencia de Reparación y Terminación de Pozos e IMP) Ingeniería de fluidos de control (Gerencia de Perfora- ción y Mantenimiento de Pozos) Apuntes de Terminación de pozos II (Ing. Rafael Vi- ñas) Manual de Empacadores Baker Manual de Empacadores Camco Manual de Diseño y procedimientos de disparos (Per- foración y Mantenimiento de Pozos 1999) Manual de operaciones de cementación de 1987 (IMP) Principios y aplicaciones de la interpretación de re- gistros (Schlumberger) Evaluación de la producción (apuntes de la Universi- dad Autonoma de México) Apuntes de Bombeo Mecánico (Leopoldo Pérez Ruiz, superintendencia de Producción Tampico) Plan nacional de capacitación obrera, Reparación de Pozos 1, nivel 3 (Pemex e IMP México) Catalogo general, piezas y accesorios, bombas de varilla (Compañía TRICO) Problemas y alternativas de solución del sistema de bombeo mecánico (Gilberto Sandoval Hernández) Apuntes de bombeo mecanico, recopilación de in- formación de sistemas probados, Poza Rica, Repara- ción y Terminación de Pozos) Procedimientos de Terminación y Reparación de Po- zos, Poza Rica ( José C. de León Mojarro, Gerencia de Perforación y mantenimiento de Pozos, 1997) Apuntes de estimulación de pozos (Garaicochea P. Francisco, Facultad de Ingría. UNAM) Production operations, well completions, workover and stimulation , Volume 1 and 2 (Thomas O. Allen and alan P. Roberts)
  • 93. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 74 d) Presión de Fractura La presión de fracturamiento es definida como la pre- sión requerida para mantener abierta la fractura cuan- do ésta empieza a cerrarse, al ser suspendido el bom- beo. Debe recordarse que al igual que Gf, en un yacimien- to la presión de fracturamiento (Pf) es una función de la presión del mismo (Pfe). La presión de fracturamiento es conocida como la presión de tratamiento en el fondo (BHTP). e) Gradiente de fractura El gradiente de fractura es el cociente presión / pro- fundidad, que define la manera en que varía la pre- sión de fractura con respecto a la profundidad. En la práctica este gradiente se puede estimar me- diante la ecuación siguiente : donde : Pci es la presión de cierre instantaneo (psi) Ph es la presión hidrostática del fluido (psi) D es la profundidad (pies) Pruebas de inyectividad Previa ejecución de cualquier operación de fracturamiento hidráulico, es altamente recomenda- ble realizar una prueba de inyectividad. En caso de aplicarse la técnica de entrada limitada, dicha prueba adquiere máxima relevancia ya que permitirá deter- minar los siguientes parámetros: 1. Gradiente de fractura. 2. Número de perforaciones abiertas. 3. Localización de las zonas no tratadas. 4. Altura de la fractura. 5. Pérdidas de presión por fricción. Además de permitirnos conocer a priori la existencia o nó de problemas mecánicos en el pozo. Las etapas componentes de una prueba de inyectividad pre-fractura son: Toma de registros de referencia.- Se deben efectuar registros de Temperatura y Rayos Gamma antes y después de la prueba para que sirvan de compara- ción. Limpieza de las perforaciones.- Se deberá efectuar una limpieza de las perforaciones utilizando un ácido débil o bolas selladoras y determinar el número de perforaciones abiertas. Inyección de un fluido enfriador.- Se utiliza un gel de baja eficiencia en control de filtrado. El objetivo es provocar un bloqueo del calor proveniente de la for- mación hacia la fractura, evitando así la ruptura pre- matura del fluido que lo sigue. El volumen empleado dependerá de la temperatura del pozo. Inyección del fluido de fractura.- Se inyecta un fluido igual al que se utilizará en el fracturamiento. En esta etapa es importante la aplicación de un trazador radioactivo para luego correr un registro de rayos gamma y determinar el desarrollo de la fractura ver- tical. En conclusión, las técnicas mencionadas, aplicadas al fracturamiento hidráulico con sustentante o grava- das, es excelente alternativa para optimizar la distri- bución de los fluidos de tratamiento. Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante. Los principios básicos y objetivos de un fracturamiento ácido son similares que el fracturamiento con apuntalante, en ambos casos, la meta es crear una fractura conductiva con longitud Figura 16 Curva típica de presión en la superfi- cie durante el fracturamiento. 91
  • 94. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 73 Antes de empezar el análisis del sistema, es conve- niente recordar que un esfuerzo es el cociente entre una fuerza y el área sobre la cual actúa; es decir, En este caso, lógicamente, resultaría difícil trabajar directamente con los esfuerzos, ya que éstos están referidos a superficies distintas que deben ser consi- deradas. Por ello se transformará todo el sistema de esfuerzos en su sistema corresponden te de fuerzas (figura 14), aunque finalmente los resultados se ex- presarán en función de los esfuerzos. Esfuerzo Normal En la figura 15 puede observarse que el esfuerzo ho- rizontal sx es aquel que actúa perpendicularmente sobre la proyección vertical A de] plano de fractura, por lo que la fuerza horizontal P estará dada por: De un razonamiento análogo, se obtiene que la fuer- za vertical Py es: Mientras que, al actuar el esfuerzo normal (sn) sobre la superficie de fractura Ah , la fuerza normal se defi- nirá mediante la expresión: Por otra parte, en la figura 15 se observa que, siendo el espesor w constante, las relaciones entre las áreas Av , Ah y An son las mismas, respectivamente, que entre las longitudes Lv, LhL y Ln, de ahí se tiene que: Por lo que sustituyendo en las ecuaciones respecti- vas, se tiene : De lo anterior se deducen las ecuaciones que repre- sentan al esfuerzo normal y cortante en el plano de fractura cuando la barra esta siendo sometida simul- táneamente a dos esfuerzos normales entre si (sx y sy), esquematizadas por las siguientes ecuaciones: $UHD )XHU]D (VIXHU]R = Py n x φ φ φ τ τ τ n n ’ v n φ ’ P P P P P P P Figura 14 Sistema equivalente de fuerzas Px = σx . Av Py = σy . Ah Pn= σn . An Av = An Cos ϕ Ah = An Sen ϕ Px = σx . Av Cos ϕ Py = σx . Av Sen ϕ σy σn σx φ τ Lv W Lh Λn Lv Lh Λn Figura 15 Area de aplicación de las fuerzas σx = (σx + σy) / 2 + (σx - σx ) / 2 Cos 2ϕ ι= (σx - σy) / 2 Sen 2ϕ 92
  • 95. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 72 tensión P, se observará que dentro de ciertos límites, su deformación longitudinal (d ) es proporcional a la fuerza aplicada (P)e inversamente proporcional al área transversal de dicha barra y se representa por: Modulo de Elasticidad Este parámetro se obtiene de la forma siguiente La deformación axial unitaria estada por: y el esfuerzo axial unitario por de la ley de hook, se despeja E y se sustituyen los conceptos anteriores, queda: , expresado generalmente en psi b) Relación de Poisson Toda elongación axial (e) siempre se acompaña de una contracción lateral (b), a esta relacion se le de- nomina relación de Poisson, y se representa por: La cual es constante para un material dado, dentro de un margen de comportamiento elástico. Recibe el nombre de su investigador, quien se basó en la teoría molecular de la estructura de los materiales. Su valor varía entre 0.1 a 0.4. c) Análisis de esfuerzos A fin de facilitar la comprensión y el planteamiento matemático del sistema básico de esfuerzos que ac- túan en un fracturamiento hidráulico, se recurrirá a un modelo te6rico simple. Considérese una porci6n de formación en forma de barra, aislada imaginariamente, sujeta a la acción de esfuerzos biaxiales, sx y sy , aplicados sobre un par de ejes normales (x , y). Se analizará la distribución y acci6n de estos esfuerzos sobre un plano inclinado (plano de fractura), que divide al cuerpo en dos blo- ques, figura 12. En estas condiciones puede conside- rarse que los efectos finales se deben a dos esfuerzos resultantes. a) Un esfuerzo sn, normal al plano inclinado; es de- cir, que actúa perpendicularmente sobre las caras de la fractura. Se llamará j al ángulo que forma la direc- ción de este esfuerzo con la horizontal. b) Un esfuerzo cortante, i que tiende a provocar un efecto de cizallamiento entre los dos bloques, y que estará aplicado so bre la intersección del plano (x, y) con el plano de fractura. Tanto sx como sy tendrán componentes en la direc- ción del esfuerzo normal y en la del esfuerzo cortan- te, figura 13. / δ ε = $ 3 =σ δ / $ 3 ( = ε σ =( ε β υ = σy σn τ σx φ Figura 12 Barra de formación sujeta a la acción de los esfuerzos en los ejes x y y. σy σn σx φ φ φ τ τ τ n σn ’ v σn φ ’ Figura 13 Descomposición de los esfuerzos en los ejes X y Y 93 Mantenimiento de Pozos INTRODUCCIÓN, DEFINICION Y CLASIFICACIÓN La etapa de producción de un pozo necesita una serie de operaciones que en realidad constituyen su ter- minación. Durante su vida productiva es necesario su reacondicionamiento para aprovechar correcta- mente la energía del yacimiento, así como eliminar problemas mecánicos que impidan su producción, o su inyección, en el caso de pozos para recupera- ción mejorada, hasta llegar finalmente a su tapona- miento definitivo. Aquí se explicarán los aspectos generales del man- tenimiento de pozos. Se definirán los tipos de inter- vención, así como las secuencias operativas que se realizan para alargar la vida productiva del yacimien- to. Definición Son todas aquellas intervenciones realizadas en los pozos para mantener la producción, mejorar la re- cuperación de hidrocarburos, o cambiar los horizon- tes de producción aprovechando al máximo la ener- gía propia del yacimiento. Clasificación De acuerdo con el objetivo de la intervención, el man- tenimiento de pozos se clasifica como mayor o me- nor. XIV. REPARACIÓN MAYOR Es la intervención al pozo que implique la modifica- ción sustancial y definitiva de las condiciones y/o ca- racterísticas de la zona productora o de inyección. Dichas operaciones se realizan con equipos de repa- ración convencional o con equipos especiales, (tu- bería flexible, unidades de registros). Los tipos de intervención pueden ser, entre otros: Cambios de intervalos por invasión de fluidos no deseados. Se realiza mediante el aislamiento del intervalo, de manera temporal o definitiva, con tapones mecáni- cos o de cemento, o por medio de cementaciones a presión. Dichas intervenciones pueden efectuarse con equipo convencional de reparación, con tubería flexi- ble, unidades de registros o a través del aparejo de producción (figura 19). Estado Mecánico Antes Estado Mecánico Posterior Figura 19 Colocación de un tapón por circulación para aislar un intervalo.
  • 96. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 71 cierre el pozo como mínimo 24 horas para permitir que el surfactante actúe según la respuesta espera- da. Si el fluido de estimulación fue ácido, induzca el pozo inmediatamente después de terminada la in- yección. Para la evaluación del tratamiento existen software's especializados para determinar la eficiencia del trata- miento en función de los fluidos utilizados y de la mineralogía de la roca, el cual contiene los modelos de reacción entre el ácido y la roca. Procedimiento operativo para realizar una estimulación. 1. Actualice el estado mecánico del pozo, el cual debe incluir: asentamiento de tuberías de explo- tación, aparejo de producción con diámetros, librajes y profundidades, anomalías, intervalos abiertos, etc. 2. Analice el programa proporcionado por su de- partamento. 3. Elabore un programa operativo alterno para sol- ventar cualquier problema que se pudiera pre- sentar durante el desarrollo de la operación (co- municación de aparejo, fuga en el árbol de vál- vulas etc. 4. Realice una reunión de seguridad con el perso- nal involucrado ( jefe de pozo, producción, se- guridad industrial, servicio a pozos, compañías, etc. ), explique la importancia y los alcances de la operación. 5. Asigne tareas y funciones específicas al perso- nal que intervendrá. 6. Supervise la instalación y prueba hidráulica de las unidades de bombeo y líneas de control, si- guiendo el procedimiento descrito en la Sección 1.1. 7. Represione el espacio anular con la mitad de la presión máxima de inyección esperada, para de- tectar anomalías. 8. Recircule los productos de tratamiento antes de bombearlos al pozo, para su homogeneización (30 min. como mínimo) Recupere una muestra de los fluidos de tratamiento. 9. Efectúe la inyección de los fluidos de tratamien- to según programa, monitoreando continuamen- te la presión en la TP y el espacio anular. 10. Al terminar el programa de bombeo, verificar presiones de cierre, final y la estabilizada des- pués de 10 min. de cerrado el pozo. 11. Descargue las presiones del espacio anular si la presión final es = a 3000 psi. y desmantele las unidades de bombeo. 12. Seleccione el estrangulador dependiendo de la presión final obtenida y habrá el pozo a la bate- ría registrando el comportamiento de la presión. 13. Recupere y analice muestras continuamente para monitorear la limpieza del pozo. 14. Evalúe el desempeño del personal y compañías que participaron en la operación. 15. Elabore el reporte final de la operación, el cual debe incluir: presiones, volúmenes y gastos de inyección durante la estimulación. Nota.- En pozos donde no exista línea de escurrimiento, se deberá contar con el permiso de quema a cielo abierto para efectuar los desfogues del pozo. XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO El Fracturamiento hidráulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es apli- cado a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura, generalmente conocido como rom- pimiento de formación. Al mantener la presión del fluido hace que la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo que provee un área adicional de drene. Al fluido uti- lizado para transmitir la presión hidráulica se le co- noce como fluido fracturante. Conceptos básicos a) Ley de Hooke Si una barra de longitud L se somete a una fuerza de 94 Ejemplo 1: Suponga que se requiere colocar un tapón de ce- mento que cubra de 4,300 a 4,100 m para aislar el intervalo de 4,175-4,150 m. Se usarán 50 sacos de cemento clase G al 30 % en peso de arena sílica por saco de cemento; se utilizará como bache espaciador agua dulce que cubrirá un espacio de 200 m lineales por arriba de la cima de cemento. Se tienen como datos adicionales: a) El rendimiento de la lechada de cemento es de 51.9 l/sc. b) La cantidad de agua requerida por saco es de 29 l/ sc. c) La densidad de la lechada será de 1.87 gr./cc. d) Diámetro interior de la TR de 7 5/8, de 39 lbs/pie de 6.625 pg. e) Diámetro interior de la TR de 5 pg de 4. 276 pg. f) Diámetro interior de la tubería de trabajo o de per- foración de 3.5 pg de 2.992 pg. Longitud 3,480 m. g) Diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de 2.256 pg. longitud 820 m. Solución: 1. Como primer paso se requiere calcular la capaci- dad de cada una de las tuberías, para lo cual se em- plean las siguientes fórmulas: (1) (2) Donde: Ditp.- Diámetro interior de la TP (Tubería de perfora- ción) (pg) Detp.- Diámetro exterior de la TP(pg) Ditr.- Diámetro interior de la TR (Tubería de revesti- miento) (pg) Captp.- Capacidad de la tubería TP(l/m) Cape.a..- Capacidad del espacio anular (l/m) Aplicando las ecuaciones (1) y (2), tenemos: a) Capacidad de la TP de 2 7/8 pg igual a 2.578 l/m. b) Capacidad de TP de 3.5pg = 4.536 l/m. c) Capacidad de la TR de 5 pg igual a 9.26 l/m. d) Capacidad del espacio anular entre TR de 5 pg y TP de 2 7/8 pg igual a 5.076 l/m. 2. El cálculo del volumen de los baches espaciadores se realiza multiplicando la capacidad de la tubería por la longitud del bache, en este caso: Volumen del 1er bache de 200m lineales (espacio anular entre TP de 2 7/8 y TR de 5pg) igual a 200x5.076=1015.2 l Volumen del segundo bache espaciador de 200 m lineales (interior de la TP de 2 7/8 pg) igual a 200x2.578=515.6 l Volumen total de los baches espaciadores de 1530.8 l. 3. Cálculo del volumen de lechada: (3) Donde: Vcmto. Volumen de lechada de cemento (l) Rsc.Rendimiento de la lechada de cemento (l/sc) Nosc. Número de sacos Volumen de lechada=51.9x50=2,595 l. 4. Agua necesaria para preparar la lechada de ce- mento: (4) Donde: Volagua.- Volumen de agua (l) Agua requerida= 29x50=1450 l. 5. -Cálculo de la altura de lechada de cemento en la TP y espacio anular entre TP y TR. (5) Hlech=339 m. La altura de la lechada de cemento indica, que tanto en el espacio anular como en el interior de la TP, LWS WS ['DS 2 5067.0= ( )HWSWULDH ''[DS 2 . 2 .. 5067.0 −= VFVFFPWR [1R59 .= VFDJ[VF[1R9RO$JXD .= 73DH FPWR OHFK DSDS 9 + + = .. . 2595 5,076 + 2.578 =
  • 97. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 70 Donde rx toma un valor de 4 pies aproximadamente. El volumen calculado debe estar en un rango de 50 gal/pie ó 1.5 veces el volumen de fluido de estimulación. Debido a la necesidad de emplear tres sistemas de fluidos para la estimulación de arenas se recomien- da el siguiente método: Determine el volumen y concentración del fluido de prelavado V1 ( gal ): Si Vp VHCL , V1 = VHCL Si V p VHCL , V1 = Vp Como método alterno se puede obtener V1 a través de la siguiente regla: Para 0 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 5 % y un volumen de 50 gal/pie. Para 20 % de Carbonatos: Utilizar HCl al 15 % y un volumen de 100 gal/pie. a) Calcule el tiempo de inyección del prelavado: Calcule el volumen del sistema ácido HF-HCl (o HF- ácido orgánico ), V2 ( gal ). b) Obtenga la penetración en arena limpia (Pa) de la figura 8. c) Corrija el valor de Pa por gasto, multiplicándo- lo por el factor de corrección (Cq) obtenido de la figura 9. d) Calcule el radio de penetración rx (pg ). Encuentre el radio efectivo del factor de penetración ra (pg). Con el valor de ra y la gráfica de la figura 10, obtenga el volumen unitario de ácido, Va. e) Finalmente calcule el volumen del sistema áci- do V2 (gal.). Calcule el tiempo de inyección t2 para el volumen del sistema ácido. Determine el volumen de desplazamiento V3, para un radio de penetración mínima de 4 pies ( r3 = 4 + rw ). El volumen V3 debe estar entre 50 gal/pie y 1.5 veces el volumen V2. Calcule el tiempo de inyección t3 para el volumen V3, utilizando la formula ya descrita. Calcule el volumen para desplazar estos fluidos des- de la boca del pozo hasta el intervalo disparado. 5. Calcule el incremento de productividad espe- rado para determinar la rentabilidad del tratamiento. Aplique la siguiente ecuación: 6. Elaborar un programa operativo, que especifi- que las acciones que se deberán tomar antes, duran- te y después del tratamiento. Además dicho progra- ma deberá contener los volúmenes, gastos tiempos, presiones y tipos de fluidos a manejar, así como los antecedentes del pozo incluyendo su estado mecáni- co. 7. Cuando se trate de estimulación no reactivo, ( )22 5.23 Z[ UUK9S −××= φ β φ )()1(5.23 22 Z[+/ +/ UU;KI 9 −− = ( ) )( 023805.0 )( %30PD[T JDO9 PLQWL L O× = ( )SJ33 DTDT ×= DTZ[ 3UU += 22 Z[D UUU −= ID K99 ×=2 PD[T 9 PLQW L 2 2 023805.0 )( × = ( )22 35.23 ZUUK9S −××= φ )()( )( Z H [Z H Z H R [ U U /Q N N U U /Q U U /Q M - + = 95 estarán cubiertos por cemento al bombear los flui- dos al pozo. 6. Cálculo del volumen de fluido para desplazar la lechada de cemento. Esto es simplemente la multiplicación de la capacidad de la TP, por la longitud de la tubería de trabajo descontando la longitud del bache y del cemento. En este caso es igual a: 4.536x 3480+(820-200-339)x2.578=16,509 l. Procedimiento operativo a) Bajar la sarta de trabajo a la profundidad de colocación del tapón de cemento; en este caso, 4300 m. b) Verificar la apertura y cierre de los rams anula- res en el conjunto de preventores; esto es debido a que durante la operación se requiere circular en inverso. c) Instalar las unidades con cemento, la pipa con agua y la unidad de alta presión. d) Probar conexiones superficiales de control con la presión de prueba API. Deberá instalarse una línea de la unidad de alta presión hacia la TP, para circular directo y otra hacia el cabezal de producción para circular inverso. e) Con la sarta en el fondo, circular cuando menos un ciclo completo, para homogeneizar columnas en el espacio anular y en la TP. f) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación con la finalidad de asig- nar tareas específicas al personal y evitar riesgos in- necesarios. g) Bombear el primer bache de separación; en este caso, los 1,015 l de agua. h) Mezclar y bombear el cemento, verificando en todo momento que la densidad de la lechada sea la requerida. Para el ejemplo de 1. 87 gr./cc, un volu- men de 2,595 l de cemento. i) Bombear el segundo bache separador; en este caso de 515 l de agua. j) Desplazar el cemento con el volumen de fluido cal- culado para el ejemplo de 16,509 l. k) Levantar la sarta a la profundidad donde se pre- tende dejar la cima de cemento (en este caso a 4,100m). l) Cerrar los rams anulares del preventor y circular el volumen del pozo en inverso a través del cabezal de producción, desalojando el exceso de lechada de cemento. m) Abrir el preventor y sacar la tubería de trabajo a la superficie. Obturamiento de intervalos por baja productividad o alta relación agua-aceite o gas-aceite. Cuando un intervalo ha declinado su producción, o sus relaciones agua-aceite o gas-aceite han au- mentado a límites económicamente no maneja- bles, es necesario obturarlo por medio de cementaciones a presión. La cementación a presión es la operación mediante la cual una lechada de cemento es forzada bajo pre- sión en un punto específico del pozo. El objetivo es llenar todas las perforaciones con cemento o cana- les atrás de la tubería, para obtener un sellado entre la TR y la formación. Existen dos técnicas para llevar a cabo una cementación forzada: a baja y a alta presión. La cementación a baja presión consiste en la colo- cación del cemento sobre el intervalo disparado, más la aplicación de la presión necesaria para formar un enjarre de cemento deshidratado dentro de las per- foraciones y la formación. La cementación a alta presión comprende el fracturamiento de la formación y el bombeo de la lechada de cemento dentro de la formación, hasta alcanzar y mantener una presión superficial deter- minada. Ejemplo 2: Se tiene la necesidad de obturar un intervalo me- diante una cementación a presión a través del inter- valo 5425-5475m, el cual se encuentra invadido de
  • 98. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 69 remover el daño y la mezcla más común es 3% de HF y 12 % de HCl. Esta mezcla debe ser debidamente inhibida y formu- lada de acuerdo a pruebas de laboratorio. Existen varios métodos de simulación para determi- nar el volumen óptimo de acuerdo con los minerales de la formación y su distribución. A continuación se presenta el más sencillo: a) Calcule la penetración del sistema ácido con la siguiente gráfica: b) El valor obtenido de la penetración debe ser co- rregido por el gasto de inyección y el contenido de silicatos, mediante las siguientes gráficas: c) Finalmente se obtiene el volumen del fluido de estimulación mediante la siguiente gráfica: Fluido de desplazamiento.- El propósito de este flui- do es desplazar los precipitados dañinos de la vecin- dad del pozo, asegurar la reacción total del HF y faci- litar la remoción de los productos de reacción. Para obtener el volumen de este fluido, se utiliza la siguiente formula: Donde: PENETRACION DEL SISTEMA ACIDO (pg). T E M P E R A T U R A °F )250,2+/ $(7,2+/ +/+) PENETRACION DEL SISTEMA ACIDO (pg). T E M P E R A T U R A °F )250,2+/ $(7,2+/ +/+) Figura 8 Penetración del sistema ácido 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 0.001 0.002 0.003 0.005 0.01 0.02 0.03 0.05 0.1 FAC TO R DE C O RREC C IÓ N ( C q ) G A S T O D E I N Y E C C I Ó N U N I T A R I O (LB/ p ie ) Figura 9 Factor de corrección por calcio y silicatos 30 FACTOR DE CORRECCIÓN POR CONTENIDO DE SILICATOS C O N T E N I D O D E S I L I C A T O S (%p e so) 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 5 10 15 20 25 100ºF 150 200 250 300 ºF Figura 10 Factor de corrección por contenido de silicatos R A D IO E F E C T IV O D E L F A C T O R D E P E N E T R A C IÓ N (r1 2 - r1 2 ) . E S P E S O R D E F O R M A C I O N (m ) 1 0 0 0 5 0 0 3 0 0 2 0 0 1 0 0 5 0 3 0 2 0 1 0 1 .0 3 0 5 0 1 0 .0 5 0 .0 1 0 0 1 00 Figura 11 Corrección por radio de penetración ( )22 5.23 Z[I UUK9I −×××= φ φ = Porosidad, (%) 96 agua salada para continuar con la explotación del yacimiento en una zona superior. Información adicional: a) Intervalo disparado 5425-5475 m b) Profundidad interior 5,500 m c) Fluido de control agua densidad 1 gr./cc d) Cantidad de cemento a utilizar 80 sacos. e) Densidad de la lechada de diseño 1.87 gr./cc f) Rendimiento del cemento 51.7 l/sc g) Cantidad de agua requerida para la lechada de cemento 29 l/sc h) Tubería de explotación o de revestimiento (TR) de 5 pg. Capacidad de 9.26 l/m; diám. Int.=4.276pg i) Profundidad de anclaje del retenedor 5415 m j) Diámetro interior de la tubería de trabajo o de per- foración (TP) de 3.5 pg de 2.992 pg, longitud 3201m, diámetro interior de la tubería de 2 7/8 pg de 2.256 pg, longitud 2214 m k) Diámetro interior de la tubería de perforación de 2 7/8 pg=2.256pg. Longitud 2214m 1.Como primer paso se recomienda calcular los vo- lúmenes de fluido en el pozo, motivados por el bom- beo de cemento. De las ecuaciones (1) y (2), tene- mos: La capacidad de la tubería de 2 7/8 pg es 2.578 l/m, por lo tanto el volumen será la multiplicación de la capacidad por su longitud de 2,214m. En este caso es de 5,707 l. La capacidad de la TP de 3.5pg es 4.536 l/m, por su longitud de 3,201 m, el volumen es 14,520 l. Una vez obtenidos los volúmenes de TP de 2 7/8 y 3.5 pg, la suma de éstos equivale al volumen total de tubería. En este caso: 5707+14520=20,227 l De la ecuación (3), el volumen de lechada de cemen- to es de 4,136 l. De la ecuación (5) la altura de ce- mento dentro de la TP de 2 7 /8 pg es de: 2. Ahora bien, otro dato importante es conocer el volumen de desplazamiento y de inyección que se requiere para forzar los fluidos hacia la formación: (6) Donde: Vd. es el volumen de desplazamiento VTP. es el volumen de la TP Vcmto. es el volumen de lechada de cemento Esto es: Vd=20,227-4136=16091 l El volumen del fluido de control requerido para for- zar la lechada de cemento hacia la formación está dado así: (7) Donde: Viny. es el volumen de inyección VTR.-es el volumen de la TR La multiplicación de la capacidad de la tubería de revestimiento de 5, por la diferencia entre profundi- dades de anclaje de la herramienta cementadora y la base del intervalo disparado, en este caso, 9.26lts/m x (5475-5415)m=555.6 l. En el ejemplo se considera un retenedor de cemen- to; en caso de utilizar un cementador recuperable (tipo RTTS), al volumen de desplazamiento se adi- ciona el volumen entre el cementador y la cima del intervalo por obturar. Finalmente, aplicando la ecuación (7), el volumen de fluido para forzar la lechada hacia la formación es: 4136-555.60= 3,580.4 l 3.El siguiente paso es calcular las presiones hidrostáticas ejercidas en el pozo por los diferentes fluidos (baches espaciadores agua, lodo, lechada de cemento, etc.). La presión hidrostática frente a la formación es la ejercida por la columna de fluido en la interface con el cemento, más la del cemento mismo. La ecuación general para el cálculo de presiones hidrostáticas es: FPWR73G 999 −= 75FPWRLQ 999 −= Hcemento = 4136 0 + 2.578 = 1604 m
  • 99. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 68 de no lograr su identificación no es recomen- dable aplicar los tratamientos no-reactivos. 2. Seleccione el fluido de tratamiento y sus aditi- vos, de acuerdo con las pruebas de compati- bilidad y análisis de núcleos descritos previa- mente. 3. Realice una prueba de admisión o inyectabilidad para determinar los gastos y pre- siones a manejar, además de los requerimien- tos de potencia. En el caso de no contar con ellos, estímelos como se indica a continuación: a) Calcule la presión de fractura: Pf = Presión de Fractura (psi). Gf = Gradiente de Fractura (psi/pie ) D = Profundidad (pie) b) Obtenga la presión máxima: c) Determine el gasto máximo de inyección, como se indica: Donde: K =Permeabilidad, mD H = Espesor de la formación,pie m = Viscosidad, cp re = Radio de drene, pie rw= Radio del pozo, pg. 4. Determine el volumen de tratamiento de acuer- do a la longitud del intervalo a tratar y el radio de penetración de la zona dañada, en general se reco- mienda una penetración de 2 a 5 pies, y en el caso de intervalos con longitudes mayores a 50 pies em- plear desviadores de flujo para que el tratamiento se realice de manera selectiva. Emplear la siguiente formula, tanto para tratamien- tos reactivos como no reactivos cuando estos sean de limpia. Para estimulación ácida en areniscas emplear el si- guiente método para calcular el volumen de fluido de tratamiento. En estos tratamientos se utiliza una mezcla de HCl-HF, siendo el ácido fluorhídrico el que reacciona con el sílice, para altas temperaturas se recomienda el uso de HF-ácidos orgánicos. Dadas las características de la reacción del HF, estos tratamientos están limitados a penetraciones de 1 a 3 pies de la pared del pozo. Debido a las reacciones indeseables que se tienen con los carbonatos y salmueras de la formación, esta técnica propone la inyección de cuando menos tres tipos de fluidos: el de prelavado, el de estimulación y uno de desplazamiento. Fluido de prelavado.- El objetivo de este fluido, es crear una barrera física entre el HF y el agua de la formación, previniendo la precipitación de fluosilicatos y fluoaluminatos de sodio y de potasio. El volumen dependerá del contenido de material calcáreo y del desplazamiento del agua congénita de la vecindad del pozo. El fluido de prelavado consiste generalmente de un ácido clorhídrico o un ácido orgánico. El volumen requerido para disolver el material solu- ble en HCl a una distancia r x está dado por: Donde: VHCl = Volumen requerido, (gal.) XHCl = Fracción en peso del material soluble en HCl. b = Poder de disolución del ácido. Los cálculos anteriores deben ajustarse a reglas de- ducidas de la experiencia de campo, ya que no exis- ten fórmulas exactas para su obtención. Fluido de estimulación.- El objetivo de este fluido es '*3 II ×= ( )'33 IPD[ ××−= ρ433.0 )/( )(1097.4 6 ZH ZVI PD[ UU/Q 33K. 4 µ −× = − )(5.23 22 Z[I UUK9I −××= φ β φ )()1(5.23 22 Z[+/ +/ UU;KI 9 −− = 97 (8) Donde: D es la profundidad de interés (m). rf .- es la densidad del fluido en (gr./cc) Si se sustituyen valores, la presión hidrostática que la columna de cemento ejerce es mientras la columna de agua en la interface con el cemento, está dada por la diferencia de profundidad de anclaje del retenedor y la columna de cemento; es decir, 5,415 - 1604 = 3811m, equivalente a 381.1 kg/cm2. La suma de estas presiones es igual a 299.9+388.1=681 kg/cm2. Para el ejemplo considérese que se determinó me- diante una prueba de admisión previa con una pre- sión de ruptura de la formación de 850 kg/cm2, por lo que la presión en superficie necesaria para forzar el cemento hacia la formación es: (9) Donde: Ps. es la presión en superficie Pr. es presión de ruptura Phff. es la presión frente al intervalo productor Ms. margen de seguridad Si se sustituyen valores y se considera un margen de seguridad de 21 kg/cm2, Ps=850-(680+21)=148 kg/cm2 Procedimiento operativo en campo a) Armar la herramienta cementadora (retenedor de cemento). b) Bajar la herramienta con la sarta de trabajo hasta la profundidad de anclaje; en este caso, 5415m. c) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación, con la finalidad de asig- nar tareas especificas al personal y evitar riesgos in- necesarios. d) Anclar la herramienta cementadora en presencia del operador o personal técnico de la compañía de servicio, según sea el caso, de acuerdo con los pro- cedimientos especificados para la misma e) Cerrar los rams anulares del preventor y probar la hermeticidad del espacio anular. Se recomienda un 50 % de la presión de superficie calculada para for- zar la lechada de cemento hacia la formación. f) Instalar las unidades con cemento, pipa con agua y unidad de alta presión. g) Probar conexiones superficiales de control con la presión máxima de trabajo de las mismas. h) Abrir preventores y desenchufar el soltador del retenedor. Se recomienda levantar la sarta de 2 a 3 m, para verificar su libre movimiento. i) Efectuar una prueba de admisión para garantizar la circulación de fluidos a través de la válvula del retenedor y formación. j) Bombear, en caso de requerirse, bache lavador. (Para el ejemplo no se considera). k) Mezclar y bombear el cemento, verificando en todo momento que la densidad de la lechada sea la re- querida. Para el ejemplo de 1. 87 gr./cc, y un volu- men de 4,136 l. de cemento. l) Bombear segundo bache separador, en caso de emplearse. m) Desplazar el cemento con el volumen de fluido calculado para el desplazamiento; para el ejemplo de 16,09l l. n) Bajar y enchufar el soltador en el retenedor, y car- gar el peso necesario para evitar la comunicación en el espacio anular. o) Cerrar los preventores y bombear el volumen de inyección, el cual depende de las presiones en su- perficie alcanzadas. Represionar gradualmente el es- pacio anular mientras se realiza la inyección, de acuerdo con el comportamiento de la presión de in- yección. p) Una vez concluida la inyección, abrir los preventores y levantar la sarta de trabajo de 2 a 4 m, 10 [' 3KII I ρ = )(Pr 0V3KII3V +−= 1604 x 1.87 10 =299.9 kg / cm2
  • 100. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 67 fluido acarreador, se debe utilizar agua limpia con 2 % de KCl o agua salada limpia, con 2 o 3 % en volumen de un surfactanta soluble o dispersable en agua. La utilización de alcoholes, solventes mutuos o solu- ciones micelares como fluidos base en la estimulación, han demostrado su efectividad en la remoción de bloqueos de agua, aceite o emulsión y depósitos orgánicos. En general estos fluidos se uti- lizan al 10 % mezclados con fluidos oleosos o acuo- so. Estimulación ácida Es en la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Uti- lizándose para la remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas), precipitaciones inorgánicas. Los fluidos a utilizar principalmente son los sistemas áci- dos. El éxito de estos tratamientos se basa en la se- lección del sistema ácido. Tipos de ácido Todos los ácidos tienen algo en común, se descom- ponen en ion hidrogeno y en un anion cuando se encuentra disuelto en el agua. El ion hidrogeno ge- neralmente se representa por el símbolo H+ y reac- cionan con los carbonatos de la siguiente manera: H+ + CaCO3 ® Ca++ ® H2O + CO2 Además los ácidos tienen sabor amargo y un ph menor a siete. Acido Clorhídrico (HCl) El ácido clorhídrico es el mas utilizado para la estimulación de pozos, es una solución de hidrocloro en forma de gas en agua y se disocia en agua rápi- damente y completamente hasta un limite del 43 % en peso a condiciones estándar y esto le da la condi- ción de ácido fuerte. En el mercado se encuentra hasta una concentración del 32 % en peso y se le conoce como ácido muriatico. La reacción básica entre el ácido clorhídrico y la ca- liza es la siguiente: 2HCl + CaCo3 CaCl2 + H2O + Co2 y la reacción con la dolomita es similar pero la com- posición química es ligeramente diferente: 4HCl + CaMg(CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2 H2O + 2Co2 Acido Fluorhidrico Este acido es el unico que permite la disolucion de minerales silicos como las arcillas, feldespatos cuar- zo, etc. En el mercado se puede obtener en solucio- nes acuosas del 40 al 70 % en peso o como un mate- rial puro en forma de anhidrita. Acidos orgánicos Otro de los ácido autilizados en forma individual o en conjunto con el ácido clorhídrico son el ácido acé- tico y el fórmico, estos ácidos orgánicos son consi- derados mucho mas débiles que el ácido clorhídri- co. Entre estos podemos citar entre los mas comu- nes: Acido acetico. Su utilizacion principal por su lenta reaccion con los carbonatos y el metal es la remosion de incrustaciones calcareas y en la estimulacion de calizas y dolomitas a altas temperaturas. Acido formico. Es mas fuerte que el acido acetico y suprincipal uso es en la estimulacion de rocas calcareas en pozos de alta temperatura. Aditivos Entre estos se encuentran comúnmente: a) Surfactantes b) Inhibidores de corrosión c) Agentes no emulsificantes d) Agentes controladores de fierro e) Reductores de fricción f) Agentes emulsificantes g) Agentes espumantes h) Solventes mutuos i) Agentes retardadores de reacción, entre otros. Diseño de una estimulación La planeación y el diseño de una estimulación no ácida consiste de los pasos siguientes: 1. Evalúe e identifique el tipo de daño, en caso 98 para desenchufar el soltador y cerrar la camisa de circulación del retenedor. q) Circular en inverso para desalojar el exceso de cemento y limpiar la tubería de trabajo. r) Sacar la sarta de trabajo a superficie. Incorporación y ampliación de intervalos Algunas veces, al realizar pruebas de variación de presión y de análisis nodal, se determina la existen- cia de daño en el pozo por convergencia de fluidos, mismos que se corrigen mediante redisparos y/o ampliación del intervalo productor. Por otro lado, cuando los requerimientos de producción lo deman- dan y el espesor del yacimiento lo permite, se amplía el intervalo productor. Igualmente cuando se tienen arenas productoras con presiones de fondo simila- res que no constituyen un riesgo de convertirse en zonas ladronas por diferencia de presión. Todo lo relacionado con este tema se detalla en la sección titulada terminación de pozos. Obturamiento parcial de intervalos El obturamiento parcial de intervalos reali- zado de manera intencional y con la finali- dad de evitar la producción de fluidos no deseados (agua o gas), se conoce como exclusión. Este problema se origina por una diferencia en la movilidad de los flui- dos en el yacimiento. En la vecindad del pozo, el gas y el agua tienen mayor movilidad que el aceite. La explotación irracional genera un incremen- to en la producción de estos fluidos, lo que ocasiona problemas en su manejo. Cuan- do esto sucede es necesario el reacon- dicionamiento del pozo mediante el obturamiento parcial del intervalo produc- tor. La técnica de aplicación para estas inter- venciones es similar a la anteriormente explicada en el inciso. Sin embargo, en este caso se requieren operaciones adicio- nales como: a) Moler la herramienta cementadora utili- zada y rebajar el cemento, b) Descubrir el intervalo productor y pro- bar su obturamiento con un 60% de la presión máxima de la tubería de reves- timiento. c) Redisparar la cima o base del intervalo (alta rela- ción gas-aceite o agua-aceite, según sea el caso). El inconveniente de aplicar dicha técnica es el radio de penetración del cemento en la formación, por lo que no siempre es efectiva. En general los problemas de producción de fluidos no deseados, pueden agruparse en tres grupos: 5425-5475m Retenedor a 5415m 5425-5475m Retenedor a 5415m PI= 5500m PI= 5500m Estado Mecánico Antes Estado Mecánico después Figura 20. Ejemplo de una operación de cementación presión.
  • 101. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 66 do se altere en mayor o menor grado y estos efectos se manifiestan en cualquier interfase, ya sea entre dos líquidos inmiscibles, entre un liquido y un sóli- do, etc. Por otra parte, dado que las rocas de formaciones productoras de hidrocarburos son silicas o calcáreas, los surfactantes actuaran de acuerdo con el carácter eléctrico de estos minerales, pudiendo alterar las con- diciones de mojabilidad de un liquido en un sólido. Clasificación de los surfactantes La tabla 2 muestra la clasificación con sus descrip- ción esquemática, las características de carga del gru- po soluble en agua, los grupos químicos mas impor- tantes y su uso principal. Utilización de los surfactantes La utilización de los surfactantes se manifiesta princi- palmente en los siguientes fenómenos: a) Disminución de las fuerzas retentivas de los flui- dos en el medio poroso. La acción bajotensora de los surfactantes per- mite reducir las fuerzas capilares en el medio poroso, este efecto tiene mayor importancia en formaciones de baja permeabilidad, de peque- ños poros, donde las fuerzas retentivas causan que los hidrocarburos no fluyan con la energía disponible. b) Mojamiento de la roca Cuando la formación en la vecindad del pozo llega a ser mojada por aceite, este se adhiere a la pared del poro incrementando el espesor de la película que moja la roca disminuyendo el área libre al flujo y eliminando el efecto de res- balamiento que produce una película de agua absorbida en la pared del poro. Todo esto trae como consecuencia una reducción en la per- meabilidad a los hidrocarburos. c) Rompimiento de emulsiones Cuando dos líquidos entran en contacto y se mezclan se llega a formar una esfera que ofre- ce un área de superficie mínima y una fuerte tensión interfacial. Los surfactantes actúan en las emulsiones reducien- do la tensión interfacial, lo cual permite romper la rigidez de la película, o neutraliza el efecto de los agen- tes emulsificantes. Requerimiento de los surfactantes Un surfactante debe cumplir con los requisitos si- guientes: · Reducir la tensión superficial e interfacial. · Prevenir la formación de emulsiones o romper las existentes. · Mojar de agua a la roca del yacimiento consi- derando la salinidad y el ph del agua utilizada. · No hinchar o dispersar las arcillas de la forma- ción. · Mantener la actividad de superficie a las condi- ciones de yacimiento. · Ser compatible con los fluidos de tratamiento y los fluidos de la formación. · Ser solubles en el fluido de tratamiento a la temperatura del yacimiento. Fluidos de tratamiento Los fluidos base utilizados en los tratamientos son oleosos, acuosos, alcoholes, solventes mutuo y solu- ciones micelares. En los tratamientos en que se utilizan fluidos oleosos como acerreador del surfactante, se emplean diesel, xileno, aromáticos pesados o kerosina con 2 o 3 % en volumen de un surfactante miscible o dispersable en aceite. Para tratamientos de estimulación usando agua como 8G6TDAD868DPI 9@T8SDQ8DPI 86SB6ÃTPGV7G@ @IÃ6BV6 BSVQPÃRVDHD8P 6QGD868DPI@T 6IDPID8P 86UDPID8P IPDPID8P 6IAPU@SD8P I@B6UDW6 QPTDUDW6 TVGA6UPT APTA6UPT TVGAPI6UPT APTAPI6UPT IPÃ@HVGTDAD86IU@T S@U6S969PS@T GDHQD69PS@T IPÃ@HVGTDAD86IU@T 8PHQV@TUPTÃ9@à 6HDI6T G6Ã86SB6à 9@Q@I9@Ã9@G QCÃ9@GÃTDTU@H6 TVGA6UPÃ9@Ã6HDI6 APTA6UPÃ9@Ã6HDI6 DICD7D9PTÃ9@à 8PSSPTDPI WDT8PTDAD86IU@T DICD7D9PTÃ9@à 8PSSPTDPI TDIÃ86SB6 QPGDH@SPT @TQVH6IU@T DICD7D9PTÃ9@à 8PSSPTDPI IPÃ@HVGTDAD86IU@T IPÃ@HVGTDAD86IU@T 768U@SDTD96T Tabla 2 Clasificación de surfactantes 99 a) Problemas de canalización de agua o gas de dife- rentes estratos. b) Conificaciones de agua y gas. c) Problemas en la vecindad del pozo (malas cementaciones primarias). El éxito en una exclusión depende básicamente de la identificación del problema. Esto se logra mediante el análisis de registros de producción, historias de producción, etcétera. Las gráficas convencionales de corte de agua contra el tiempo, se emplean para mostrar cambios drásti- cos en la producción de agua, que pueden indicar fallas repentinas en el pozo o la irrupción de un ca- nal altamente conductivo al agua. Sin embargo, la información proporcionada por estas gráficas es li- mitada. Las gráficas log-log (relación agua-aceite o (WOR o water-oil-ratio) contra el tiempo son útiles para identificar las tendencias de producción y los mecanismos que originan los problemas de produc- ción de agua o gas, debido a que la derivada de la WOR contra el tiempo se usa para diferenciar si la excesiva producción de agua o gas, es ocasionada por problemas de canalización o conificaciones. La figura 21 ejemplifica el comportamiento descrito. En la actualidad existen nuevas técnicas para realizar exclusiones, como la aplicación de cementos micro finos combinados con sistemas de geles, que permi- ten mayor penetración dentro de la formación y es- pacios restringidos como canales fracturas o microánulos. El volumen del fluido que se debe utilizar está en función directa de la longitud del intervalo dispara- do, que se encuentra en comunicación con la for- mación. Sin embargo, una práctica de campo es emplear de 30 a 90 sacos de cemento micro matriz, por cada 20 pies de intervalo expuesto, mientras que la cantidad de gel por emplear es una función del radio de penetración que se pretende alcanzar. Después de determinar la procedencia del agua y los volúmenes por utilizar se debe analizar la conve- niencia de realizar el trabajo, debido a la reducción de permeabilidad ocasionada por la inyección del sistema gel- cemento. Ejemplo 4: Se considera meter una sarta de perforación de 3.5pg, con un empacador probador recuperable tipo RTTS para tubería de revestimiento de 7 5 /8 a 4015 m, y excluir el agua salada del intervalo 4325-4270m, el cual presenta un corte de agua del 80%. Median- te registros geofísicos se determinó una porosidad del 12%. La tubería de explotación es de 5, como lo indica la figura 22. Se planea emplear geles y ce- mento. Calcular el volumen de cemento micro fino y la cantidad de gel requerido si se consideran 10 pies de penetración del gel. Solución: Para calcular el gel requerido de acuerdo con la pe- netración planeada se tiene: (15) Donde: Vf. volumen de geles (l) f es la porosidad en fracción hf. es la altura del intervalo disparado(m) rw. es el radio del pozo (pg) rp.- radio de penetración requerida (pg) Sustituyendo valores, el volumen de gel es de: Vf=0.5067x0.12x(4325-4270)2 x ( (10x12)2 -2.5)2 =48075 l Si se considera la utilización de 40 sacos de cemen- to micro matriz por cada 20 pies de intervalo dispa- rado se tiene: 1m=3.28 pies No sc= Figura 21. Gráfica log-log de la derivada WOR contra el tiempo para una canalización y conificación )(5067.0 22 Z S I UUK9I −××= φ x 40 = 360.8 Sacos de cemento (4325 - 4270) x 3.28 20 [ ] à 8‚vsvphpvy 8hhyv“hpvy Uvr€ƒ‚Ã9th† S r y h p vy  à h t ˆ h à h p r v ‡ r
  • 102. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 65 el daño. Estimulación matricial. Llamada también acidificación intersticial, es la que sirve para incrementar la per- meabilidad natural de la formación al disolver el áci- do parte del material calcáreo, agrandando los po- ros comunicados de la roca. Estimulación no ácida Es en la cual los fluidos de tratamiento no reaccio- nan químicamente con los materiales de la roca, uti- lizándose para la remoción de daños ocasionados por bloqueos de agua, aceite o emulsión, perdidas de fluido de control o depósitos organicos. Los flui- dos a utilizar son: soluciones oleosas o acuosas, al- coholes o solventes mutuos, acompañados princi- palmente de surfactantes u otros aditivos afines. El éxito de estos tratamientos consiste en la buena se- lección del surfactante. Fenómenos de superficie El flujo de los fluidos a través del medio poroso esta gobernado por los fenómenos de superficie que re- presentan las fuerzas retentivas de los fluidos en la roca, la acción de la estimulación no ácida concier- ne principalmente con la alteración de estas fuerza retentivas, manifestadas en los fenómenos de ten- sión superficial e interfacial, mojabilidad y capilari- dad. a) Tensión superficial La materia en sus diferentes estados esta compuesta por moléculas, las cuales presentan una tracción mutua llamada fuerza de cohesión y es una combi- nación de fuerzas electrostáticas y de Van der Walls. El desbalance de estas fuerzas en la interfaces crea energía libre de superficie. Entonces la tensión superficial la podemos definir como el trabajo por unidad de área equivalente para vencer la energía libre de superficie y se mide en dina/cm. b) Mojabilidad En la interfaces entre un liquido y un sólido también existen fuerzas intermoleculares en desequilibrio que generan el concepto de mojabilidad. El sólido causa un fuerza de adhesión por lo que el liquido es atraí- do al sólido. Cuantitativamente la mojabilidad se define como el producto de la tensión superficial por el ángulo de contacto en la interfase. El fenómeno de mojabilidad es importante para el flujo de aceite en un medio poroso, ya que si la roca se encuentra mojada por agua, la permeabilidad al aceite es mayor en el caso de que la roca este moja- da por aceite. c)Capilaridad Otro fenómeno de superficie es la capilaridad. Si un tubo de vidrio capilar es sumergido en agua, el agua se eleva en el tubo, en este caso la presión capilar será la fuerza requerida para soportar la columna de agua en el tubo dividida entre el área del capilar. En- tonces la presión capilar se define como la diferencia de presiones en la interfase. La estimulación no ácida se emplea para remover daños relacionados con las fuerzas retentivas del ya- cimiento y bajo estas condiciones se pueden atacar problemas de bloqueos de agua, emulsiones, daños por tensión interfacial, por mojabilidad, por depósi- tos organicos, entre otros. Los agentes de superficie (surfactantes) son los pro- ductos químicos que principalmente se utilizan en la estimulación matricial no reactiva, debido a su efi- ciente acción que permite alterar los fenómenos de superficie. Surfactantes Los agentes de superficie son compuestos de molé- culas orgánicas formados por dos grupos químicos, uno afín al agua (hidrofilico) y el otro afín al aceite (lipofilico). Dada esta estructura tienden a orientarse en un liquido, el grupo hidrofilico es mas soluble en agua que el grupo lipofilico, entonces las moléculas del surfactante se orientaran en la interfase agua aire con el grupo afín al aceite en aire y el grupo afín al agua en el agua. El hecho de que un surfactante busque una interfase implica que la tensión superficial o interfacial, pre- sión capilar y la mojabilidad de un liquido en un sóli- 100 Reentradas Cuando termina la vida productiva de un pozo y exis- ten zonas del yacimiento aún sin drenar, se puede aprovechar la infraestructura existen- te, como el estado mecánico o la loca- lización, con el fin de abrir una venta- na en el pozo y redireccionarlo hacia las zonas sin drenar. Esta opción re- sulta obviamente más barata que la de perforar pozos intermedios. La figura 23 muestra un plano estructural y de cimas en el cual se plantea la perfora- ción de varias reentradas. La profundidad de apertura de una ventana corresponde al punto de ini- cio de desviación y depende básica- mente de los requerimientos plantea- dos en el objetivo de la intervención, tales como desplazamiento, coordena- das, profundidad vertical desarrollada, etc. La figura 24 presenta una sección vertical de una reentrada. Una vez definido el punto de inicio de la desviación, el siguiente paso es de- cidir la forma de abrir la ventana. En la actualidad existen varias técnicas para llevar a cabo esta operación, las cuales dependen básicamente de las condiciones del pozo. Estas son eva- luadas mediante registros geofísicos (adherencia de cemento, desgaste de tubería, requerimientos de diámetro de agujero y tubería de explotación). Sin embargo, se pueden agrupar en dos grupos: el primero, es empleando un cortador de tubería hidráulico y el se- gundo mediante una cuchara mecá- nica y una sarta de molienda diseña- da especialmente para abrir una ven- tana en un costado de la tubería de revestimiento. La figura 25 muestra es- tas herramientas. Apertura de ventana con cortador de tubería o molinos de sección. El principio básico de operación de es- tas herramientas es la presión hidráu- lica de circulación y rotación; poseen la ventaja de que al aplicar presión se pueden localizar los coples de la tubería de revestimiento, con lo cual es posible efectuar el ajuste de la profundidad por cortar. A G A V E 3 0 1 E D O . M E C A N I C O A C T U A L 1 0 3 / 4 2 5 4 2 m 1 6 6 0 5 m 2 4 5 0 m B . L 5 4 5 9 9 m 7 5 / 8 4 1 5 0 m 5 4 0 1 2 5 m E m p . R T T s 7 5 / 8 4 0 1 5 m 4 4 9 2 - 4 4 4 5 m M e r c u r y K 5 4 3 9 8 m 4 2 8 5 - 4 2 7 0 m 4 3 2 5 - 4 3 1 6 m Figura 22 Estado mecánico para el ejemplo de aplicación de ex- clusiones.
  • 103. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 64 minerales presentes en la roca analizada. Pruebas de laboratorio Pruebas de compatibilidad De esta prueba se determina la mezclabilidad, homogeneización, dispersión y solubilidad, rompi- miento de emulsiones y la mojabilidad por agua, de los fluidos de tratamiento con los fluidos contenidos en la formación productora. Prueba de emulsión Estas pruebas se realizan para determinar la canti- dad de ácido separada en el menor tiempo, la cali- dad de las fases ácido hidrocarburos (aceite) y la ten- dencia a precipitados de asfáltenos o lodo asfáltico. Prueba de análisis de agua de formación Se realiza esta prueba para determinar la tendencia de generación de incrustaciones de sales en los apa- rejos de producción y la precipitación de estas en la formación. Software técnico para el diseño de las estimulaciones El software debe contemplar los siguientes aspec- tos: a) Selección de candidato. Establecer en esta eta- pa la validación de los datos de tratamiento y la cuantificación de producción postfractura, te- niendo como meta principal la selección de po- zos con bajo riesgo y alto potencial. b) Establecer la naturaleza y localización del daño. El software debe ser capaz de identificar el daño y su posible origen, ya que de esto se despren- de la selección adecuada de los fluidos de trata- miento. c) Selección de los fluidos de tratamiento y sus aditivos en función del daño pronosticado. d) Determinación de la presión y gasto de inyec- ción. e) Determinación de los volúmenes de los fluidos de tratamiento. f) Desarrollar cédulas y estrategias de colocación de los fluidos de tratamiento. g) Definir etapas de limpieza del pozo. h) Análisis económico y rentabilidad del tratamien- to. TECNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS Después de la terminación de un pozo, en un mante- nimiento mayor o en el desarrollo de la vida produc- tiva de los pozos, generalmente se requiere restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo pro- ductor o inyector. Para lograr esto existen dos técni- cas principales de estimulación de pozo: la estimulación matricial y por fracturamiento, diferen- ciándose por los gastos y presiones de inyección. En esta sección se describirán los aspectos relevan- tes sobre las estimulación matricial. Estimulación Matricial Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo. El éxito de una estimulación matricial depende pri- mordialmente de la selección apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección es muy complejo, ya que se involucran diversos factores que varían ampliamente, entre los mas importantes es- tán: el tipo, severidad y localización del daño, y su compatibilidad con el sistema roca fluido de la for- mación. Dependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se divide en dos grandes grupos: - Estimulación matricial no ácida - Estimulación matricial ácida. Ambos grupos incluyen estimulaciones de limpieza y matriciales. Estimulación de limpieza. Es la que permite restituir la permeabilidad natural de la formación al remover 101 3965 3984 4085 3752 PT. 4085 C.A.A.M.B.N.M. DEFINIDO POR AGAVE 301 P.T. 4671 4135 4162 P.T.4217 C.A.A.4300 M.B.N.M. P.T.4543 K.S. K.I. M. PARAJE SOLO M.PARAJE SOLO 68UDWPÃHVTQ68 9DT@fPÃ`Ã@W6GV68DPIÃ9@ÃQSP9V88DPI 352(72 $*$9( %/248( 685(67(
  • 104. 6(,21 (6758785$/ /21*,78',1$/
  • 105. N.R. -3000 m. AGAVE - 223AGAVE - 65 LOC. AGAVE - 303 AGAVE - 221-AAGAVE - 301 3947 3860 EOCENO P.P. 4300 55-A 63 4200 LOC. 203 311 302 222 221A 223 241 -4600 -4600-4400-4200 -4000 -3800 1,962,000 m.N. 1,960,000 m.N. 1,958,000 m.N. 1,956,000 m.N. 512,000 m.E. 516,000 m.E. 201 232 57 301 LOC.242 3900 3600 65 3700 3800 4200 4100 4000 73 221 73D LOC. 303 C C´ 514,000 m.E. 4045 4085 Qo = 1434 BPD Qg= 14.81 MMPCD R.G.A.= 1,839 M3/M3 Presion T.P= 182 Kg/cm2 Est.= 1/2 Qo = 660 BPD Qg= 9.64 MMPCD R.G.A.= 2,599 M3/M3 Presion T.P= 140 Kg/cm2 Est.= 5/8 pozo produciendo en agujero descubierto, actualmente dañado por derrumbeen lazonaproductora. Qo = 509 BPD Qg= 6.69 MMPCD R.G.A.= 2,339 M3/M3 Presion T.P= 117 Kg/cm2 Est.= 9/16 DIU@SW6GPÃ9@ÃU@SHDI68DPI dib.: gpe.morales Nov./1997 3000 4500 5000 3500 4000 Figura 23. Plano de cimas y estructural del campo Agave, región Sur y planteamiento de pozos intermedios. 7 3 D 4 0 00 3 0 2 2 2 1 A 2 2 3 -4600 2 0 12 3 2 L O C .3 0 3 3 0 1 2 2 1 3 9 0 0 3 8 0 0 3 7 0 0 3 90 0 4 1 0 0 3 8 0 0 3 6 0 0 L O C .2 4 2 a) Plano estructural del campo, y planteamiento de un pozo intermedio Plano de cimas de campo y planteamiento de reentradas, para drenar mayor área del yacimiento.
  • 106. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 63 ría de revestimiento, así como de las operaciones subsecuentes de reparación, limpieza y estimulación. Análisis del comportamiento de producción.- esto desde la terminación hasta las condiciones actuales, incluyendo el análisis de las pruebas de formación y producción. Lo anterior se debe comparar con el comportamiento de los pozos vecinos. Pruebas de laboratorio.- Los estudios de laborato- rios permitirá definir la mineralogía y la distribución de los minerales de la roca y reproducir las condicio- nes de daño. Para la determinación del daño proba- ble de la formación y del tipo de tratamiento para la remoción del mismo. Cuantificación del daño.- Se hace con la finalidad de definir las condiciones del daño en la formación y perforaciones. Para tal efecto debe tomarse en con- sideración de datos de producción así como de cur- vas de variación de presión y del análisis nodal, he- rramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño y estimar el efecto de su remoción. Selección del tipo de tratamiento Dependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas : estimulación matricial y estimulación por fracturamiento hidráulico, la diferencia entre es- tos dos tipos de estimulación recaen en el gasto y presión de inyección. Las estimulaciones matriciales se caracterizan por gasto y presiones de inyección por debajo de la pre- sión de fractura, mientras que los fracturamientos hidráulicos se utilizan gasto y presiones de inyección superiores a la presión de fractura. Datos del yacimiento Los parámetros mas importantes de análisis para di- señar un tratamiento de estimulación son: a) Permeabilidad b) Presión de yacimiento c) Porosidad d) Mineralogía de formación e) Densidad de los fluidos de la formación f) Saturación de los fluidos de formación g) Temperatura del yacimiento h) Profundidad de la formación i) Factor de daño Curvas de incremento y decremento El registro de presiones durante la producción de un pozo productor es de suma importancia, ya que de- pendiendo del comportamiento de las mismas du- rante su vida productiva se puede determinar que el yacimiento esta dañado, y para la comprobación del mismo se hecha mano de herramientas para la de- terminación de parámetros como la permeabilidad, factor de daño y conductividad del yacimiento. Estos parámetros se pueden determinar mediante el análisis de presiones registradas en el fondo del pozo tanto como fluyente como cerrado. Análisis de muestras y pruebas de laboratorio Análisis de muestras el éxito de un tratamiento en su gran porcentaje de- pende de los análisis y pruebas de laboratorio, que sirven para determinar y conocer el mecanismo de daño presente en la formación a estimular, para ello se enlista una serie de análisis y pruebas mas comu- nes. Análisis composicional. Esta prueba nos permite de- tectar la presencia de emulsiones, sedimentos organicos y/o inorgánicos, etc., que puedan estar provocando el daño al yacimiento. De este análisis se puede determinar la densidad, el contenido de parafinas y/o asfáltenos y resinas asfálticas contenidas en el crudo. En forma similar para el agua se determina la densi- dad, ph y sales disueltas en ella (cloruros). Además de las posibles emulsiones y sedimentos de origen organicos o inorgánicos (fierro). Análisis mineralógico. Este análisis se realiza para determinar el contenido de minerales y su propor- ción en la roca del yacimiento, es de suma importan- cia conocer la mineralogía ya que dependiendo de ello se seleccionan el tipo de tratamiento y sus aditi- vos. Este análisis se puede determinar de dos formas, fluo- rescencia y difraccion de rayos X, de los cuales se obtiene la distribución en forma cualitativa de los 102 1 6 : ( 3URHFFLyQ 3URHFFLyQ 9h‡‚†ÃqryÃ…‚t…h€h Ventana Prof. inici o desv. Prof. vert. cima EOCEN O. Prof. des. ci ma EOCENO Desp. BRECH AS EC OCEN O. Severidad Angul o máxi mo Rumbo Prof. vert. total Prof. des. total Desp. total Diámetr MV MD 5 3 1/2 3015 3040 3106 3135 3010-3050 m 3010 m 3630 m 3662 m 300 m 2.° / 30 m 22.12° N 72.00 W 3980 m 4040 m 330 m -400 -300 -200 -100 0 100 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 Programa 0 100 200 300 400 500 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000 2,200 2,400 2,600 2,800 3,000 3,200 3,400 3,600 3,800 4,000 4,200 Programa US†Ãƒ…‚t…h€hqh† Conductor X=513,983.40 Y=1’960,142.89 Objetivo X=513,669.46 Y=1’960,244.85 Rumbo N 72º W Desplazamiento 300 m Figura 24 Ejemplificación de una reentrada, sección vertical y desplazamiento horizontal.
  • 107. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 62 simultaneo con los otros minerales que conforman la roca, y el segundo de manera química, en que estos minerales se forman en el espacio poroso como el resultado de precipitados o reacciones de otros minerales con el agua de formación. Bloqueo de agua.- La invasión de fluidos acuosos propicia que en la vecindad del pozo se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Lo que provoca una área mojada por agua e incrementando la adsorción de esta a las paredes de los poros. Bloqueo de aceite.- Cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas, especialmente en zonas de baja permeabilidad, causaran reducciones en la permeabilidad relativa del gas. Bloqueo por emulsiones.- esto sucede cuando los fluidos de invasión se intermezclan con los conteni- dos en la formación. Los filtrados con alto pH o áci- dos pueden emulsificarse con aceites de formación, estas emulsiones suelen tener alta viscosidad. Cambio de mojabilidad.- Un medio poroso se encuen- tra mojado por agua facilita el flujo de aceite, y los fluidos de invasión a la formación tiene la tendencia de mojar la roca por aceite debido al uso de surfactantes cationicos o no ionicos, lo cual repercu- te en una disminución de la permeabilidad relativa al aceite. Daño por invasión de sólidos Uno de los mas comunes tipo de daño se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación , reparación y estimulación. Estos sólidos son forzados a través del espacio poro- so de la roca, provocando un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un daño severo en la permeabilidad de la roca. Este daño en lo general esta limitado a unos cuantos centímetros de la pared del pozo y su penetración depende principalmente del tamaño de las partícu- las y los poros. Dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos pueden removerse en contraflujo, sin embargo muchas veces no se alcanzan presiones diferenciales suficientes y el daño puede ser mas severo. Adicionalmente las perdidas de volúmenes conside- rables de fluido de control, a través de fisuras, caver- nas o fracturas inducidas propician invasión consi- derable de sólidos a la formación siempre son difíci- les de remover. Daño asociado con la producción La producción de los pozos propicia cambios de pre- sión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos agua, acei- te y/o gas, con la consecuente precipitación y depo- sito de sólidos orgánicos y/o inorgánicos, generan- do obturamientos de los canales porosos y por lo tanto, daño a la formación. Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos de la formación es la migración de los fi- nos, presentándose generalmente en formaciones poco consolidadas o mal cementadas, provocando obturamientos de los canales porosos. Otro tipo de daño es el bloqueo de agua o gas por su canalización o conificacion, provocando una reduc- ción en la producción del aceite e incluso dejando de aportar el pozo. Evaluación del daño Todo pozo a su inicio de su explotación o durante la misma, se encuentra dañado en menor o mayor gra- do y se hace imprescindible la remoción del mismo para restituir las condiciones naturales de producción. Esta remoción puede resultar difícil y costosa, por lo que el enfoque básico debe ser su prevención o por lo menos su minimización. Para lograr la remoción del daño es necesario avaluarlo y esto se puede realizar tomando en consi- deración los siguientes puntos: Revisión de operaciones previas a la actual del pozo.- Se basa fundamentalmente en las condiciones en que se perforo la zona productora, teniendo relevancia el tipo y características del fluido de perforación, así como sus perdidas; manifestaciones de los fluidos del yacimiento; análisis de la cementación de la tube- 103 Para su operación en campo, se aplica rotación y se mantiene una presión de circulación constante, pre- viamente determinada. La presión de bombeo ejer- ce una fuerza que mantiene las cuñas abiertas, hasta terminar el corte. Cuando esto sucede se observa una disminución de presión y la molienda continúa aplicando el peso requerido hasta moler la sección de tubería deseada. La figura 26 presenta un diseño de sarta típica para la apertura de ventana emplean- do cortadores de tubería. XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS Antes de iniciar o programar una operación de corte y molienda de tubería es necesario tomar en cuenta las siguientes consideraciones: 1) Tener fondo suficiente por abajo del punto donde terminará la ventana. Se recomienda como míni- mo 50 m, con el objetivo de que los recortes de tubería que se precipiten no lo obstruyan durante la operación de molienda. Figura 26 Diseño de sarta típica para una apertura de ventana MolinoCónico Cortador de Tubería Drill collar´s MartilloHico. Estabilizador Tuberíadeperf´n Desviador de flujo Drill collar´s a).- Cortador de tubería interno accionado hidráulica- mente b) Cuchara empleada con sarta de molienda para la apertura de ventanas. Figura 25 Herramientas utilizadas para la apertura de ventanas (cortesía Baker Oíl Tools).
  • 108. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 61 Efectos del daño Con la finalidad de evaluar en forma teórica y cuan- titativa los efectos de los daños susceptibles de re- moverse a través del tratamiento de estimulación, para conocer tal efecto, se debe considerar un yaci- miento que no presenta ningún tipo de daño (S=0) para estimar el potencial natural del pozo. Sin em- bargo, cuando se tiene un agujero revestido y dispa- rado, el flujo debe converger hacia las perforaciones de los disparos. Los efectos producidos por los disparos originan un compactamiento de la formación sufriendo alteracio- nes en sus características físicas, las cuales propician el inicio de los problemas asociados con la restric- ción al flujo a través de las perforaciones, y estas se ven incrementadas por los detritos de las pistolas, la tubería, el cemento y la propia formación. Una vez eliminada las restricciones causadas por los disparos, es conveniente estimar cual seria el efecto de la productividad del pozo por la presencia del ver- dadero daño a la formación. Para tal caso, es nece- sario determinar el comportamiento de flujo, obteni- do de la presión de pozo fluyente y el gasto de pro- ducción a esa presión. Esto se determina para las diferentes condiciones de permeabilidad, tanto para la zona virgen y la zona alterada o dañada. Origen del daño El daño a la formación puede ser causado por pro- cesos simples o complejos, presentándose en cual- quiera de las etapas de la vida de un pozo. El proceso de la perforación del pozo es el primer y tal vez el mas importante origen del daño, el cual se agrava con las operaciones de cementación de tu- berías de revestimiento, las operaciones de termina- ción y reparación de pozos e incluso por las opera- ciones de estimulación. La fuente de daño la propi- cia el contacto e invasión de materiales extraños en la formación. Además, durante el proceso natural de producción debido a las alteraciones de las características origi- nales de los fluidos o las de los minerales que consti- tuyen la roca. Los mecanismos que gobiernan el daño a un forma- ción pueden ser: Reducción de la permeabilidad absoluta de la forma- ción, originada por un taponamiento del espacio poroso o fisuras naturales. Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación, resultado de la alteración en las saturaciones de los fluidos o del cambio de la mojabilidad. Aumento de la viscosidad de los fluidos del yacimiento debido a la formación de emulsiones o alteraciones en sus propiedades. Tipos de daño La eficiencia de un tratamiento de estimulación de- pende principalmente de la caracterización y remo- ción del daño que restringe la producción. Varios tipos de daño pueden existir durante las diferentes etapas de desarrollo del pozo. A continuación se describen los tipos de daño que se pueden presentar durante las diferentes operacio- nes que se realicen en un pozo petrolero. Daño por invasión de fluidos Este tipo de daño se origina por el contacto de flui- dos extraños con la formación y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad y permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en ella o con los compo- nentes mineralógicos de la roca. La fuente principal de este tipo de daño es la perfora- ción misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetra- ción depende del tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial. Esta invasión de fluidos ge- nera alguna diversidad de daño, como: Daño por arcillas.- La mayoría de las formaciones productoras contienen en mayor o menor cantidad arcillas, siendo estos minerales potencialmente fac- tores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuo- sos, lo que provoca su hinchamiento y/o migración. Las arcillas presentes en la formación proviene por dos tipos de proceso, el primero se presenta de ma- nera mecánica, la cual ocurren en el deposito 104 2) Tomar registro de adherencia de cemento con coples (CBL/CCL) en la tubería donde se pretende efectuar la ventana. 3) Utilizar, por lo menos, la misma densidad del lodo con la cual se perforó el pozo original en el inter- valo que se abrirá la ventana. 4) Se recomienda una viscosidad del lodo 10-20 cp (de 70 segundos) y un punto de cedencia de 35-50 lbs/100 pies2) con la finalidad de mantener un óp- timo acarreo del recorte, y así cuantificar el volu- men de acero recuperado y controlar en superfi- cie el avance de la sección molida. 5) Tener las bombas equipadas con las camisas ne- cesarias para el gasto requerido de lodo (de 400 a 500 gpm). 6) Probar hidráulicamente con la presión de tra- bajo el tubo vertical (Stand Pipe), y unión gira- toria (Swivel). Procedimiento operativo para apertura de ventanas con corta tubo. a) Anotar las dimensiones de la herramienta cortadora de tubería en la bitácora de operación del equipo. b) Conectar a la sarta de molienda de acuerdo con el diseño típico mostrado en la figura 26. Consi- derar el número de lastrabarrenas (drillcollars), suficientes para proveer del peso requerido para la molienda. c) Probar hidráulica y mecánicamente en superficie, la apertura y cierre de las cuñas del cortador de tubería. d) Bajar la herramienta con la tubería de perforación necesaria hasta la profundidad programada. e) Iniciar el bombeo con el gasto requerido para la operación de la herramienta y localizar el cople de tubería de revestimiento a la profundidad de apertura de la ventana. f) Levantar la sarta de 3 a 4 m arriba del cople de la TR donde se desea abrir la ventana, marcar la tu- bería de perforación como la profundidad de ini- cio de la ventana. g) Verificar el peso de la sarta hacia arriba y hacia abajo y estática, además de las r.p.m. h) Con la herramienta situada a la profundidad de inicio de ventana, aplicar rotación a la sarta incrementando paulatinamente, hasta alcanzar de 100 a 120 r.p.m. i) Iniciar el bombeo incrementando lentamente has- ta alcanzar 400-500 gpm. j) Verificar el torque de la tubería, lo cual indicará que el corte está iniciando. Una vez que disminu- ya, será la señal que el corte se ha realizado. k) Iniciar la molienda o desbaste de la TR con una carga de 1 a 2 ton de peso sobre los cortadores. Se debe evitar cargar mayor peso pues puede dañar el desempeño de los cortadores. l) Anotar el avance metro a metro y tomar en cuen- ta el tiempo de atraso para la recuperación del corte de acero. Si la recuperación de recorte en superficie no corresponde al volumen de acero molido con respecto al avance, es recomenda- ble suspender la molienda y circular el tiempo necesario para limpiar el pozo y continuar con la ventana. m) Verificar los parámetros de molienda (peso sobre cortadores, gasto, ritmo de molienda, tiempo de los últimos tres metros molidos). n) Una vez que se haya cubierto la longitud requeri- da de ventana (normalmente de 20-30 m), circu- lar el tiempo necesario para garantizar la limpieza de la ventana. o) Sacar la herramienta y revisar sus cortadores en superficie. Es posible que durante la opera- ción se requieran viajes de limpieza con tubería franca. Esto dependerá del comportamiento reológico del lodo y del avance de la molien- da. p) Colocar un tapón por circulación de cemento como apoyo a la sarta navegable para desviar el pozo, de acuerdo con el procedimiento y cál- culos ya especificados. Este deberá cubrir por lo menos 20 m arriba del punto de inicio de la ventana.
  • 109. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 60 Posteriormente solicita la cima y base del yacimiento y temperatura de fondo, posteriormente solicita los datos de la o las tuberias de revestimiento como es el diametro, peso, grado, longitud y el tipo de junta e indica la rugosidad de la misma automaticamente. Posteriormente la litologia y presión del yacimiento, la permeabilidad y porosidad del mismo, la geometria como es el radio de drene, diametro del agujero, el intervalo neto, las diferentes tipos de permeabilidades, el tipo y diametro del daño. Posteriormente la configuración del pozo o sea el flui- do de terminación como es agua, diesel, lodo ó gas y la densidad del mismo fluido y asi mismo la resis- tencia a la compresión del cemento. Posteriormente la siguiente pantalla es donde se tiene los datos de la Tuberia de producción desde el diametro, peso, gra- do y tipo de rosca, etc. ,y de las diferentes tipos de pistolas, por Compañía de Servicio, si son expandibles, desintegrables, el tipo de carga y el diametro de agujero o si se quiere penetración y el rango máximo y minimo del diametro que se quiere diseñar, nos proporciona graficas de cada tipo de pistola de acuerdo a la fase y claro en donde propor- ciona datos de la presión del disparo por el diferente claro que se tiene en el pozo . Cabe mencionar que es una base de datos muy completa y asi mismo existe un apartado para meter una nueva tipo de pistola con todos sus datos para poder utilizarla en el dise- ño. Finalmente se corre el programa y proporciona una grafica en donde se observa la mejor opcion de las pistolas a disparar ya que proporcionan la mejor pro- ducción por dia y asi mismo se pueden combinar diferentes tipos de diametros de tuberia de produc- ción y ver el diametro optimo y realmente se pueden hacer muchas cosas con el programa ya que lo an- terior es una breve descripción del mismo y como se menciono anteriormente el programa es muy ami- gable. X. ESTIMULACION DE POZOS Entre los mas importantes desarrollos tecnológi- cos con que cuenta la industria petrolera están los métodos de Estimulación de Pozos. Tal es su im- portancia que no existe pozo en el mundo en que no se haya aplicado uno o mas de estos métodos. El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen a la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño oca- sionado por la invasión de los fluidos a la forma- ción durante las etapas de Perforación y Termina- ción del pozo. Dependiendo del tipo de daño pre- sente en la roca y la interacción de los fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas. Estimulaciones no reactivas y reactivas. Determinación y tipo de daño a la formación El daño a la formación es un fenómeno que causa una distorsión en el flujo lineal en dirección al pozos debido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca, ocasionando una caída de presión extra en las inmediaciones del pozo. Componentes del daño Los tratamientos de estimulación en la mayoría de los casos reducen el factor de daño, sin embargo, el efecto total de daño involucra varios factores, donde algunos de ellos no pueden ser alterados, el daño total se representa por la siguiente ecuación: es el daño por terminación parcial y ángulo de desviación, Sp es el daño por efectos del disparo y Sd es el daño por invasión de los fluidos. Figura 7 Restauración o mejora de las condicio- nes de flujo por estimulación o fracturamiento.. St = Sc + θ + Sp + Sd + ∑ pseudodaño 6p ÃT 105 q) Sacar la sarta de trabajo a superficie, y en la espe- ra de fraguado armar la herramienta desviadora de acuerdo con la figura 27. Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara. La apertura de ventanas con herramientas desvia- doras tipo cuchara difiere del método con cortado- res de tubería. Sin embargo, las consideraciones mencionadas anteriormente también son válidas en este caso. Las diferencias radican, básicamente, en el procedimiento operativo para la apertura de la ventana, debido a que se requieren herramientas adicionales, como un empacador de cuchara, la cu- chara misma y los molinos necesarios para la aper- tura de la ventana (iniciador o started mill, molino ventana o window mill, molinos sandía o water- melon). La figura 28 presenta los esquemas de di- chas herramientas. Barrena MWD Motor de fondo Drill collar corto Drill collar Antimagnético Tubería havi- weight Figura 27. Sarta navegable típica para la construc- ción de ángulo para perforar en dirección. Figura 28 Herramientas comúnmente empleadas para la apertura de ventanas con cuchara des- viadora (Cortesía de Baker Oil Tools). Tornillo de sujeción a) Empacador de cuchara b) Cuchara desviadora c).- Diferentes tipos de Molinos Molino Iniciador Molino sandia o (Started mill ) (Watermelon) Molino ventana o
  • 110. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 59 6. Cuando se dispare en lodo o con fluidos rela- tivamente sucios, debe reconocerse que : · Es virtualmente imposible remover los tapones del lodo o sedimentos de todos los disparos por sondeo o por flujo. · Los tapones de lodo o sedimento no son fácil- mente removidos de los disparos, con ácido o con otros productos químicos, a menos que cada disparo sea fracturado con bolas selladoras. Las herramientas lavadoras de disparos y las de son- deo instantáneo han probado su efectividad para remover los tapones de lodo de los disparos en algu- nos pozos terminados en formaciones de arena con- solidada. 7.- No debe permitirse que los lodos de perfora- ción y los fluidos de terminación sucios entren a los disparos durante la vida del pozo, el agua o el aceite sucios pueden ser muy perjudiciales, debi- do al taponamiento de los disparos o de la forma- ción de sólidos. 8.-Los disparos taponados con lodo contribuyen a la presentación de estos problemas: · La productividad de los pozos puede ser aprecia- blemente reducida. · La recuperación de aceite o gas puede reducirse apreciablemente, dependiendo del tipo de empu- je del yacimiento y los procedimientos de termi- nación. · La eficiencia de la inyección de agua o de otros métodos de recuperación mejorados pueden re- ducirse grandemente. · Algunos pozos exploratorios pueden ser abando- nados como resultado de baja productividades indicadas erróneamente durante las pruebas de formación o de producción. · Pueden presentarse frecuentemente problemas de arenamiento en los pozos, al generar altos ritmos de flujo a través de unos cuantos disparos, al per- manecer taponados la mayoría de los disparos. · La probabilidad de que se presenten problemas de confiscación o dignación de gas o gas aumen- ta cuando un porcentaje alto de los disparos es- tán taponados. Selección optima de disparos utilizando Software Técnico El diseño optimo de los disparos actualmente se hace utilizando el Software técnico actualizado llamado W.E.M. (Well Evaluation Model) versión No 10, el cual es un sistema muy amigable que lo lleva a uno facilmente para el diseño de los disparos para esco- ger el tipo y la pistola, densidad de las cargas, la fase, la penetración y el diametro del agujero optimo. Hay dos formas de introducir los datos al programa: 1 Existe un dibujo de todas las partes que con- forman el sistema de producción desde el fondo por el tipo de yacimiento hasta la superficie con el tamaño del estrangulador y la presion en la superficie, por lo cual señalando cualquier parte del sistema aparece la pantalla correspondiente para ser llenada y asi sucesivamente hasta termi- nar con todas las pantallas y posteriormente co- rrer el programa. 2 La otra forma es señalando programa de la barra de herramientas y un semaforo que se en- cuentra en luz verde y automaticamente el pro- grama muestra la primera pantalla y posteriormen- te la siguiente hasta terminar de llenar todas las pantallas, por lo que se tiene más orden en la ali- mentación del programa. La primera pantalla solicita los datos de entrada como la temperatura estatica, si el pozo es desviado ó ver- tical, el tipo de flujo, la profundidad de referencia de los datos. Posteriormente la siguiente pantalla solici- ta el tipo de yacimiento si es de gas, aceite, gas y condensado, agua (inyector), si es productor o de inyección, si el flujo es por TP, Espacio Anular, com- binado ó por la tuberia de revestimiento y si el flujo es natural o con sistema artificial de Bombeo Neumatico. Posteriormente el nombre del yacimiento y tipo de flujo, la siguiente pantalla es si se señalo que el yaci- miento es de gas solicita las caracteristicas de gas como es la gravedad especifica, contenido de CO2, N2 y H2S, asi como la producción de agua y la gra- vedad especifica del agua, posteriormente solicita la temperatura en la superficie. 106 Procedimiento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora. a) Escariar el pozo cuando menos 50 m abajo de la profundidad de anclaje del empacador. b) El anclaje del empacador para la cuchara puede llevarse a cabo con unidades de registros geofísicos o con la tubería de trabajo; sin embar- go se recomienda hacerlo con la unidad de re- gistros, debido a que la operación se realiza más rápido. c) Tomar un registro giroscópico para ubicar el pozo de acuerdo con las coordenadas objetivo plan- teadas, además de hacer la impresión de la guía del empacador para orientar la cuchara en super- ficie. d) Armar y orientar la cuchara en superficie, con el molino iniciador y la sarta de trabajo. Medir cada uno de sus componentes, anotar dichas medidas en la bitácora de operación del equipo. e) Bajar la cuchara a la profundidad del empacador a una velocidad de introducción constante. Se de- ben evitar, en lo posible, los frenados bruscos de la tubería al sentarla en cuñas para hacer la co- nexión. f) Verificar los pesos de la sarta hacia arriba, hacia abajo y estática 50 m antes de llegar a la profundi- dad del empacador. g) Efectuar el ajuste y enchufar la guía de la cuchara dentro del empacador. h) Cargar peso a la cuchara (normalmente se requiere de 8 a 10 ton) para romper el perno de sujeción del molino iniciador con la cuchara. La figura 30 mues- tra una ejemplificación del proceso de ruptura del tornillo de sujeción en el anclaje de la cuchara. i) Levantar el molino iniciador. Se recomienda de 1 a 2 m arriba de la cuchara, y marcar la profundi- dad en la tubería. j) Conectar la flecha e iniciar la circulación de fluidos y rotación de la herramienta de acuerdo con las condiciones determinadas previamente. k) Operar el molino iniciador sobre la tubería de re- vestimiento y la cuchara más o menos 1 m. El objetivo es marcar la tubería y hacer huella para operar el molino ventana. Figura 29. Esquematización del anclaje de un empacador para cuchara. Figura 30 Anclaje de cuchara para la apertura de la ventana. M o l i n o i n i c i a d o r T o r n i l l o d e s u j e c i ó n C u c h a r a D e s v i a d o r a G u í a d e c u c h a r a E m p a c a d o r
  • 111. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 58 mato requerido, especificando diámetro de pisto- la, fase, tipo, etc. Además de datos del pozo (Diá- metro de tuberías profundidad interior, intervalo por dispara etc.) 2. Efectuar la reunión de seguridad entre el per- sonal del servicio de disparos, de apoyo, tripula- ción del equipo, donde se explicará la operación a realizar, las medidas de seguridad y se asigna- ran funciones. 3. Instalar la Unidad de disparos, aterrizar la mis- ma, instalar señales de advertencia (peligro, ex- plosivos, no fumar y apagar radios y teléfonos celulares, etc.) 4. Probar el lubricador con una presión equiva- lente a la de trabajo del árbol de válvulas 5. Calibrar el pozo con un sello de plomo y ba- rras de contrapeso del diámetro y longitud de pis- tolas a utilizar. 6. Tomar registro de coples para correlacionar profundidad del disparo de la profundidad inte- rior hasta 100 m arriba de la cima del intervalo a disparar. 7. Afinar la profundidad del disparo correlacionando las curvas del registro de corre- lación y el tomado previo al disparo. 8. Armar las pistolas de acuerdo a los procedi- mientos de seguridad establecidos. De preferen- cia con luz diurna, en caso de tormentas esperar el tiempo necesario. 9. Introducir las pistolas al pozo y bajarlas a una velocidad moderada (se recomienda de 20 a 30 m/min.) para evitar daños en las mismas que im- pidan su funcionamiento en el pozo. En caso de falla en la pistola, al sacarla extremar precaucio- nes, revisarla y determinar las causas que origi- naron su falla. 10.Colocar la pistola frente al intervalo a disparar ( en caso de intervalos grandes se recomienda dispar la primer corrida de la parte inferior hacia la superior ). 11.Sacar las pistolas disparadas, observar el esta- do de las mismas en cuanto a cargas disparadas expansión máxima y longitud recuperada. Al término del disparo el encargado del servicio de disparos, deberá reportar en la bitácora del equipo los detalles de la operación. Procedimientos prácticos para disparar óptimamente 1. Seleccione la pistola con base en los datos de las pruebas de la Sección 2, del API RP-43, Tercera Edición, octubre de 1974. Corrija los resultados de los datos de las pruebas API de acuerdo con la resistencia a la comprensión de la formación que va a ser disparada. Las pruebas superficiales efec- tuadas de acuerdo con la Sección 1 del API RP-43 son de un valor muy limitado en la selección de las pistolas. 2. El claro de las pistolas debe ser muy conside- rado en cada operación para optimizar la pene- tración y el tamaño del agujero. Las pistolas para disparar a través de las tuberías de producción están normalmente diseñadas para dispararse con un claro igual a cero cuando no están desfasadas. Si las pistolas para disparar a través de la tubería de producción son detonadas con claros diferen- tes de cero o probablemente de ½ pg., la penetra- ción estimada y el tamaño del agujero deberán corregirse por el claro de la pistola y por la resis- tencia de la formación a la compresión. 3. El método preferido para disparar consiste ge- neralmente en disparar usando fluidos limpios, li- bres de sólidos, no dañantes, y manteniendo una presión diferencial hacia el pozo. Normalmente es suficiente con mantener una presión diferencial hacia el pozo de 200 a 500 lb/pg2. 4. En calizas o dolomitas, puede ser conveniente disparar en HCI o ácido acético, con una presión diferencial hacia la formación, si se usa aceite o agua limpia que proporcionen la carga hidrostática requerida para controlar el pozo. 5. No es recomendable disparar en aceite, en agua, o en ácido bajo una columna de lodo. 107 l) Sacar el molino iniciador a superficie, armar y meter el molino ventana junto con los molinos sandía, para abrir y conformar la ventana. La fi- gura 32 muestra un diseño típico de sarta. m) Una vez realizada la ventana, el siguiente paso es el cambio de sarta por una navegable, similar a la de la figura 9, para construir el ángulo requerido y direccionar el pozo hacia el rumbo establecido. La fi- gura 33presenta una ejemplificacióndedichoproceso. Profundizaciones Este tipo de intervenciones se realiza cuando: 1. Los pozos son terminados en la cima de la forma- ción productora. 2. Se tienen antecedentes de acumulaciones de hi- drocarburos a profundidades mayores. Básicamente, el proceso consiste en romper la za- pata y perforar hasta la profundidad programada. Algunas veces, la presencia de pescados dificulta esta operación; en tal caso se recomienda realizar una ventana en la tubería de revestimiento de acuer- do con el procedimiento visto en el inciso III, y salir lateralmente hasta la profundidad de interés. La planeación del trabajo de profundización requie- re de información adicional a la utilizada para un Tornillo de sujeción Figura 31. Ejemplificación de anclaje de cuchara. Molino Ventana Molino Sandia o Watermelon Tubería hevi -weight Figura 32 Ejemplificación de una sarta típica para abrir una ventana. Figura 33 Ejemplificación del direccionamiento de un pozo.
  • 112. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 57 RP= Relación de productividades. El efecto de la penetración y la densidad de las car- gas es mas pronunciado en la vecindad del pozo, mientras que a medida que se aleja su tendencia es menor. La figura 5 muestra el efecto de la penetra- ción y densidad de cargas sobre la RP. Como ejem- plo, para un RP de 1.0, y una densidad de cargas de 3 c/m, se requieren 16 pg de penetración, mientras con 13 c/m se requieren 6 pg de penetración. La fase angular entre perforaciones sucesivas, es un factor importante en la RP, la figura 6, muestra una reducción del 10 al 12%, en la RP, para sistemas de 0 a 90°, con una misma penetración. Existen otros factores que no dependen del sistema de disparo y que también tienen un marcado efecto sobre la RP, como son; el daño a la formación por el filtrado de fluidos de perforación, por compactación de la zona disparada etc. Ejemplo: Se desea disparar el intervalo 3015- 3075, en una for- mación de caliza con una permeabilidad de 4 md, el análisis del registro Sónico Dipolar proporciona una resistencia compresiva de 12,400 psi, el fluido espe- rado es gas y condensado, con una presión del yaci- miento de 4000 psi, la profundidad interior del pozo es de 3,100m, se planean utilizar pistolas de 2 1/8 pg, de diámetro, las cuales en pruebas API RP 43, tienen una penetración de 18 pg, en cemento con resisten- cia compresiva de 5000 psi, El fluido de terminación es agua. a) ¿Cuál será la penetración de la pistola para la formación de interés?, b) ¿Cuál deberá ser la presión diferencial requerida para disparar en condi- ciones bajo balance?. Solución: Aplicando la ecuación y sustituyendo valores se tie- ne: = 9.53 pg Aplicando la ecuación para pozos de gas, la presión diferencial requerida para disparar en condiciones de bajo balance es: = 2095 psi La profundidad del pozo es 3000 m, el pozo será ter- minado con agua dulce por lo que la hidrostática ejercida al nivel medio del disparo son 304.5 kg/cm2 (4,330 psi), requerimos aplicar 2,095 psi de diferen- cia ((2,235 psi) por lo que el nivel de fluidos deberá encontrarse a 1570m, en otras palabras el pozo ten- drá una columna de agua de 1430 mts. Procedimiento de operación 1. Solicitar el servicio de disparos, una vez que el árbol y las conexiones superficiales estén proba- dos con la presión de trabajo, de acuerdo al for- Figura 5 Efecto de la penetración y densidad de disparo sobre la relación de productividades. 0 3 6 9 12 15 18 21 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 QSPAVI9D969Ã9@ÃQ@I@US68DPIÃÃQVGBà 90 Fase diametro 0.5 sin zona dañada PRIMEROS ESTUDIOS 13 C/M - 90 FASE 26 C/M 13 C/M 6 C/M 3 C/M o S @ G 6 8 D P I Ã9 @ ÃQ S P 9 V 8 U D W D 9 6 9 QSPAVI9D969Ã9@ÃQ@I@US68DPIÃÃQVGBà 0 3 6 9 12 15 18 21 0.7 0.8 0.9 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 90 120 180 0 O O O O #Ãph…th†ƒvr qvh€r‡…‚Ã$ÃÅ †vÃ“‚hÃqhxhqh Ah†r Equivalente a agujero abierto S @ G 6 8 D P I à 9 @ ÃQ S P 9 V 8 U D W D 9 6 9 Figura 6 Efecto de la fase sobre la RP. ))4.125*(086.0( *18 − = H3HQ 37.0 4 3500 =GLI3 108 mantenimiento convencional, tales como registros geofísicos de correlación de pozos vecinos, históri- co de barrenas, ritmos de penetración, etcétera. Los registros geofísicos son fundamentales para el cálculo de los gradientes de presión de poro y frac- tura. Estos dan la pauta para la selección adecuada la densidad del lodo, con lo que se evitan problemas durante la profundización; al mismo tiempo, los gradientes de presión se emplean para diseñar la tu- bería de revestimiento que se va a emplear en esta etapa del pozo. Por otro lado, el histórico de barrenas y los ritmos de penetración sirven para hacer una buena selección de al comparar su comportamiento en formaciones similares. Así se reduce el número de viajes para cam- bio de barrena y, por lo tanto, se puede calcular con mayor precisión el tiempo requerido para perforar el intervalo que se va a profundizar. Cuando se tiene un pozo con intervalos abiertos, y se desea efectuar una profundización, es necesario obturar todos los intervalos y probarlos hidráulica- mente de manera que se garantice la hermeticidad del pozo antes de efectuar la profundización. Procedimiento operativo a) Con un molino del diámetro adecuado, se debe reconocer hasta la profundidad interior del pozo y rebajar los accesorios de la tubería de revesti- miento (zapata guía, cople de retención etcétera). b) Efectuar viaje de limpieza con canastas chatarreras y tubería de trabajo; circular en el fondo del pozo el tiempo necesario para evitar que la barrena su- fra daños durante su operación, si es necesario, considerar correr baches viscosos c) Armar sarta de perforación de acuerdo con los requerimientos del objetivo (sarta penduleada, em- pacada, etcétera). d) Una vez alcanzada la profundidad de interés, efec- tuar viaje corto y acondicionar el agujero para to- mar registros eléctricos y sacar la barrena a la su- perficie. e) Tomar los registros programados: DI/ RG= Doble Inducción/Rayos Gamma SÓNICO DIGITAL/RG= Sónico digital/rayos gamma DLL/RG= doble laterlog/rayos gamma SP/RG= potencial espontáneo/rayos gamma FDC-CNL/RG= registro sónico de densidad-registro de neutrón compensado/rayos gamma FMI/ RG= registro de imágenes/rayos gamma f) Armar el liner con la tubería de revestimiento has- ta la profundidad perforada, la cual podría tener la siguiente distribución: zapata flotadora c/doble válvula, un tramo de T.R, cople flotador un tramo de T.R, cople de retención, la cantidad de tramos de T.R. requeridos, conjunto colgador, tubería de perforación. g) Probar el equipo de flotación una vez armado el líner. Esto es, bombear por el interior de la tubería un fluido de menor densidad, con el objetivo de crear una diferencial entre la columna hidrostática del interior de la tubería y el espacio anular. El equi- po de flotación trabajará adecuadamente en la me- dida que impida el flujo del espacio anular hacia el interior de la tubería de perforación (TP). h) Introducir el liner hasta la profundidad programada de acuerdo con los procedimientos establecidos. i) Efectuar el ajuste de tubería. Se recomienda dejar la zapata +/- 1 m arriba del fondo perforado cir- cular para homogenizar las condiciones reológicas del lodo a la entrada y salida. j) Instalar cabeza de cementar y anclar el conjunto colgador de T.R. de acuerdo con los procedimien- tos de operación. k) Efectuar una junta de seguridad entre el personal involucrado en la operación para asignar tareas específicas para evitar incidentes que puedan po- ner en riesgo el éxito de la operación. l) Efectuar cementación de T.R. de acuerdo con el diseño elaborado. m)Efectuar las operaciones subsecuentes para una terminación del pozo. Taponamiento definitivo Existen dos razones básicas para taponar un pozo: La primera, cuando el pozo ha terminado su vida
  • 113. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 56 se llevara a cabo el disparo (condiciones Bajo Balan- ce o Sobre Balance), las cuales estan influenciadas por los fluidos en los poros, presión de poro y la presión hidrostática ejercida por los fluidos de termi- nación. En una terminación sobrebalanceada, la presión de formación es menor que la hidrostática en el pozo, esta, diferencia puede ocasionar que los agujeros se taponen con residuos de las cargas, al momento del disparo. Por otro lado, en una terminación bajo ba- lanceada la presión de formación es mayor que la hidrostática ejercida por la columna de fluidos en el pozo, en este caso los residuos de las cargas y la zona comprimida por el disparo pueden ser expulsa- dos del agujero. La figura 4 ejemplifica estos efectos. En general, se recomienda disparar en condiciones bajo balance debido a la limpieza generada en los agujeros. Sin embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado, debido a que se provoca arenamiento o aportación de finos de la formación que impedirían el flujo de fluidos hacia el pozo. La magnitud de la presión diferencial, para disparar en condiciones bajo balance, depende básicamente de la permeabilidad de la formación y el tipo de flui- do empleado en la terminación. Valores recomenda- dos de presión diferencial, tanto para pozos de gas como de aceite son calculados mediante siguientes correlaciones empíricas: Para pozos de gas: Para Pozos de aceite: Donde : Pdif = Presión diferencial en lbs/pg2 K.- Permeabilidad de la formación en md. Influencia de los factores geométricos sobre la rela- ción de productividad Para evaluar el potencial productivo de un pozo se utiliza el índice de productividad, el objetivo es deter- minar la capacidad de flujo del pozo se obtiene al dividir el gasto promedio entre la diferencial de pre- sión existente en el pozo y la formación, esto es: Donde Q.- es el gasto de flujo estabilizado. es el diferencial de presión. El índice de productividad será máximo cuando la diferencial de presión tienda a cero, esto solo sucede en pozos terminados en agujero descubierto y que no tienen efectos de daño a la formación, por el flui- do de perforación. Los factores geométricos tienen un marcado efecto sobre el índice de productividad, estos son evalua- dos mediante la Relación de Productividad (RP), la cual se define como la producción de una zona entubada y disparada, dividida entre la obtenida en esa misma zona en agujero abierto. Esto es: Carcaza Primer Liner Explosivo principal Arenisca Berea Casing Cemento ANTES DEL DISPARO Arenisca comprimida Jet DURANTE LA PERFORACION ([SORVLyQ PERFORACION SUCIA (TAPONADA) PERFORACION LIMPIA Arenisca sin daño Residuos Zona comprimida DESPUES DEL DISPARO ANTES DE FLUIR DESPUES DE FLUIR 96fPÃ6ÃG6ÃAPSH68DPIÃ9@7D9PÃ6G QSP8@TPÃ9@ÃQ@SAPS68DPI Figura 4 Daño a la formación causado por el disparo. 37.0 3500 . 3GLI = 17.0 2500 . 3GLI = 3 4 - ∆ = −∆ .3 DELHUWRDJXMHURHQ]RQDRG GLVSDUDGD]RQDRG 53 ____.Pr __.Pr = 109 productiva. En este caso se colocan varios tapones con longitudes de 150 a 200 m. Normalmente, el pri- mero de ellos se coloca arriba del último intervalo disparado; otro, a la profundidad media del pozo: 200 m debajo de la superficie del pozo. En ocasiones se disparan las tuberías de revestimiento superficia- les y se circula el cemento hasta observar salir a la superficie. Lo anterior para garantizar que el pozo, en todos sus espacios anulares, quede hermética- mente sellado. Finalmente se recuperan las conexio- nes superficiales como cabezales de producción y se coloca una placa con los datos del pozo (nombre, profundidad, equipo que intervino, fecha del tapo- namiento, etcétera). La segunda razón se da en pozos exploratorios de manera intencional cuando resultan secos o con pobre impregnación de hidrocarburo. En este caso, la diferencia es que, además, se trata de recuperar la mayor cantidad de tubería de revestimiento. La colo- cación de los tapones y selección de la profundidad de los mismos es similar a las mencionadas anterior- mente. A veces, durante las intervenciones de reparación suceden accidentes mecánicos que hacen incosteable continuar con la reparación y entonces es necesario taponar los pozos. Reparación menor Es aquella intervención cuyo objetivo es corregir fa- llas en el estado mecánico del pozo y restaurar u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, pero sin modificar sustancial y definitivamente la situación de la zona productora o de inyección; puede reali- zarse con equipo de mantenimiento convencional o especial. A continuación se enumeran las operaciones más comunes de mantenimiento menor a pozos: · Reacondicionamiento de aparejos de producción o inyección · Cambio de aparejo o empacador por comunica- ción o daño · Limpieza de pozo: - Aparejo de producción o inyección - Fondo del pozo · Corrección de anomalías de tuberías de revesti- miento · Estimulaciones · Fracturamientos · Inducciones · Mantenimiento a conexiones superficiales XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMA- CIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN La programación en las operaciones de mantenimien- to de aparejos de producción requiere de informa- ción básica del pozo, tales como: tipo y característi- cas de aparejo de producción (fluyente, bombeo neumático, etc.; diámetros y longitudes de tubería, así como profundidad del empacador, diámetros y profundidades de las válvulas de inyección. Con los datos anteriores, y con las características de los hidrocarburos y las condiciones del pozo, el in- geniero de diseño deberá efectuar un análisis de los esfuerzos a los cuales estará sometido el aparejo de producción, para determinar así los tipos de rosca, peso, grado y tipo de tubería, así como los acceso- rios que se van a utilizar. Se deben tomar en cuenta, además, los porcentajes producidos de HS y CO. El análisis de esfuerzos debe contemplar operaciones futuras,comoestimulación,limpiezasoinducción,pues éstas generan elongación y contracción en el aparejo. Por ejemplo, para pozos con empacador permanente, se debe calcular la longitud óptima de las unidades selladoras para evitar la comunicación del aparejo du- rante una estimulación o inducción por los movimien- tos de la tubería; cuando el pozo esté en producción, la elongación no debe generar un peso tal sobre el empacador que dañe la tubería. Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos 1) El programa de intervención deberá considerar todas las posibles desviaciones que pueda sufrir en su desarrollo el programa, hasta lograr el obje- tivo. Por ejemplo, si al desenchufar las unidades selladoras, o desanclar el empacador, las unida- des no despegan, qué alternativas se pueden em- plear (vibración de tuberías, corte químico, corte térmico, etcétera. 2) En el proceso de introducción del aparejo se re- quiere efectuar una medición precisa de los tra 2 2
  • 114. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 55 obtenerse una mayor penetración sacrificando el tamaño del agujero. Debido a que una máxima pe- netración parece ser más importante, con fundamen- to en los cálculos teóricos de flujo, se han solicitado frecuentemente a la industria petrolera, y se han re- cibido a menudo, cargas de mayor penetración sa- crificando el tamaño del agujero. Cuando se perfo- ran tuberías de revestimiento de alta resistencia y de pared gruesa, o formaciones densas de alta resisten- cia, probablemente se requiera una penetración máxima aún cuando el tamaño del agujero sea redu- cido hasta 0.4 pg. Sin embargo, en situaciones normales, debido a la dificultad en remover el lodo, los residuos de las car- gas, la arena y las partículas calcáreas de un disparo de diámetro y la formación, deberá normalmente tener un diámetro mínimo de entrada de 0.5 pg., con un agujero liso y de tamaño uniforme de máxima penetración. Planeación del sistema de disparo Al planear un trabajo de disparos se deben conside- rar, el estado mecánico del pozo, el tipo de forma- ción y las condiciones de presión esperadas después del disparo. Factores importantes en el comportamiento de un sistema de disparos son densidad de cargas, pene- tración, fase y diámetro de agujero, estos son cono- cidos como factores geométricos (figura3). El estado mecánico del pozo determinara el diáme- tro máximo de pistolas, la forma de conllevar las mis- mas hasta la formación productora (Cable, Tubería Flexible, Tubería de Producción, etc.). Las características de la formación tales como; Pro- fundidad, Litología, Parámetros de Formación (Den- sidad, Resistencia Compresiva, Esfuerzo Efectivo, Permeabilidad, Porosidad, etc.) dan indicio del com- portamiento de la pistola en el pozo. Desempeño de las cargas La penetración de las pistolas disminuye al aumentar el esfuerzo de sobrecarga y la resistencia compresiva de la formación. Un método para su calculo fue pro- puesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la resistencia compresiva, con los resultados obtenidos de pruebas en superficie, de la siguiente manera: Donde: Pen = Penetración Pensup = Penetración en superficie, Carta API RP-43. Cr = Compresibilidad en superficie a las condiciones de la prueba, (Kpsi). Cf = Compresibilidad de la formación de interés. (Kpsi) Las condiciones esperadas en el pozo posterior al disparo, dan la pauta para decidir la forma en la cual Figura 3 Ejemplificación de los factores geométricos en el sistema de disparos. Zona dañada Diámetro de la Diámetro del pozo Diámetro de la Zona compactada Diámetro de la Perforación Angulo de fase = Espaciamiento de los agujeros (Depende de la densidad cargas) Zona dañada Diámetro de la Diámetro del pozo Diámetro de la Zona compactada Diámetro de la Perforación Angulo de fase = Espaciamiento de los agujeros (Depende de la densidad cargas) ( )( )IU H3HQ3HQ − = 086.0 sup * 110 mos de tubería y accesorios para realizar el ajuste adecuado. Para lo anterior cada tubo deberá mos- trar con pintura un número consecutivo y su lon- gitud: del primero al último tramo. 3) Deberá realizar el ajuste de tubería, tomando como referencia la profundidad de anclaje del empacador. De este modo sabremos cuántos tramos de tube- ría se deben introducir para dejar los accesorios a las profundidades solicitadas. Reacondicionamiento de aparejos En la explotación de los yacimientos, ya sea por ener- gía propia o con el auxilio de sistemas artificiales, la optimización en la recuperación de los hidrocarbu- ros es un factor importante. Por esta razón se debe poner atención al diseño y mantenimiento de los aparejos de producción. El aparejo de producción es el conjunto de acce- sorios y tuberías que se introducen al pozo para que los hidrocarburos producidos por los interva- los abiertos fluyan a la superficie de manera con- trolada. Existen diferentes tipos de aparejos de producción, entre los más usuales podemos mencionar: · Fluyentes · Inyectores · De bombeo neumático · De bombeo mecánico · De bombeo electrocentrífugo · Sartas de velocidad · Émbolo viajero Debido a las condiciones o requerimientos de optimización de la producción, el reacondiciona- miento de aparejos es una de las operaciones más comunes en el mantenimiento de pozos. Aparejos para pozos fluyentes Se componen, principalmente, de un empacador permanente o recuperable, una válvula de circu- lación y la tubería de producción. Se emplean en la etapa inicial del pozo, cuando los yacimientos tienen la energía suficiente para elevar los hidro- carburos a la superficie y hacerlos llegar a la bate- ría. El diseño de este tipo de aparejo está sujeto a las condiciones de flujo de los intervalos productores, así como a los programas futuros de explotación del pozo. La figura 34 muestra un estado mecánico tipo, para pozos costa afuera en donde se requiere, ade- más, utilizar una válvula de control de presión subsuperficial. Aparejos para pozos inyectores Su distribución mecánica es semejante a los fluyentes. Constituyen el medio para hacer llegar los fluidos de inyección de la superficie al yacimiento. Se emplean para mantener la energía del yacimiento e incrementar el factor de recuperación de hidrocar- buros. Figura 34 Estado mecánico de un pozo costa afuera con aparejo de producción fluyente 7 5/8 3929.62m 10 3/4 2800m 16 500 m T.R. 5 4236 m B.L. 5 4150-4105m 4050-4017 m 4080mMK 4070mMK 4061mMK 413-08 Emp. int
  • 115. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 54 agrietamiento de las tuberías de revestimiento expues- tas a disparos con cargas a chorro. La masa-resis- tencia de la tubería de revestimiento ha sido defini- da como el producto del peso unitario y su resisten- cia hasta el punto de cedencia. Necesidad de Controlar el claro de las Pistolas Un claro excesivo con cualquier pistola a chorro puede ocasionar una penetración inadecuada, un agujero de tamaño inadecuado, y en forma irre- gular de los agujeros. Las pistolas a bala deberán generalmente dispararse con un claro de 0.5 pg, para evitar una pérdida apreciable en la penetra- ción. Generalmente las pistolas a chorro conven- cionales de diámetro grande, presentan poco pro- blema, excepto cuando se disparan en tuberías de revestimiento de 9 5/8 pg. ó mayores. El control del claro puede lograrse a través de expansores de resorte, magnetos, y otros proce- dimientos. Dos magnetos, uno localizado en la parte superior y el otro en el fondo de las pistolas que se corren a través de la tubería de produc- ción, se necesitan generalmente, para aumentar la probabilidad de obtener un claro adecuado. Dependiendo del diseño de las pistolas y las car- gas, generalmente se obtiene una máxima pene- tración y tamaño de agujero con claros de 0 a ½ pg., cuando se usan pistolas a chorro. Con algu- nas pistolas de cargador tubular, se han observa- do cambio notables en el tamaño de los disparos al aumentar el claro de 0 a 2 pg. En algunos casos la centralización de las pistolas produce agujeros de tamaño más consistente y satisfactorio. Cuan- do los claros son mayores de 2 pg., es general- mente conveniente descentralizar y orientar la di- rección de los disparos de las pistolas. La centralización de las pistolas no es recomendable para las pistolas a chorro que se corren a través de la tubería de producción, ya que éstas están general- mente diseñadas para dispararse con un claro igual a cero. Las pistolas con cargas a chorro giratorias pueden generalmente aliviar el problema del claro cuando se corren a través de las tuberías de produc- ción. Sin embargo, se pueden tener residuos y pro- blemas mecánicos bastantes severos. Medición de la Profundidad El método aceptado para asegurar un control preci- so en la profundidad de los disparos consiste en co- rrer un localizador de coples con las pistolas, y medir la profundidad de los coples que han sido localiza- dos, respecto a las formaciones, usando registros radiactivos. Algunos marcadores radiactivos pueden instalarse dentro de las cargas preformadas seleccio- nadas, para ayudar a localizar la profundidad exacta de los disparos. Los registros de detección de coples pueden mostrar la posición de disparos recientes o anteriores hechos con cargas expuestas, tales como las usadas en pistolas con cargas encapsuladas. En este caso el registro señalará las deformaciones en la tubería de revestimiento ocasionadas por la detona- ción de las cargas expuestas. Disparos Orientados Los disparos orientados se requieren cuando se usan varias sartas de tuberías de revestimiento, o en termi- naciones múltiples en las que se dispara a través de la tubería de producción, cuando están juntas tube- rías de producción. Se dispone de dispositivos mecánicos, radiactivos, y electromagnéticos, para orientar las pistolas. Cuan- do se usan pistolas orientadas en terminaciones múl- tiples, a través de las tuberías de producción, se de- ben de usar siempre pistolas con cargadores tubulares de pared delgada. Las pistolas con cargas encapsuladas pueden provocar el colapso de alguna tubería de producción adyacente. Para evitar disparar las sartas de tuberías de revesti- miento adyacentes, cementadas en el mismo aguje- ro, la práctica más usual consiste en correr una fuen- te radioactiva y un detector sobre el mismo cable eléc- trico de las pistolas, y a continuación girar las pisto- las para evitar perforar las tuberías de revestimiento adyacentes. Si existe alguna duda en la interpreta- ción se correrá una marca radioactiva en la tubería de revestimiento adyacentes para ayudar a localizar estas sartas. Penetración contra tamaño del agujero Al diseñar cualquier carga preformada puede 111 Aparejos para pozos de bombeo neumático Es un diseño artificial de producción, empleado en pozos donde la presión del yacimiento no es sufi- ciente para elevar y hacer llegar los hidrocarburos a la superficie. Está basado en la energía suministrada por un gas a través del espacio anular hacia el inte- rior de la tubería mediante una válvula de inyección, que es la fuerza principal para elevar al aceite. Estos aparejos se componen, básicamente, de los mismos accesorios que los de producción fluyentes, con la diferencia de que se les instalan válvulas de inyec- ción de gas, distribuidas estratégicamente en la tu- bería de producción. La figura 35 ejemplifica un es- tado mecánico de un pozo con aparejo de bombeo neumático. Aparejos para pozos de bombeo mecánico Básicamente, consiste en instalar en el fondo de la tubería de producción una bomba que succiona acei- te debido al movimiento reciprocante de un émbolo, generado desde la superficie a través de una sarta de varillas metálicas, por una viga oscilante (balan- cín) accionada por un motor o unidades superficia- les actuadas hidráulica o neumáticamente. La figura 36 ejemplifica el tipo de aparejo mencionado. Aparejo para pozos con bombeo electrocentrífugo Este sistema se aplica cuando la energía del yacimien- to no logra enviar los hidrocarburos a la superficie y queda en el interior del pozo. Consiste en extraer los hidrocarburos mediante el equipo eléctrico superfi- cial (transformador, tablero de control, cable superfi- cial) y subsuperficial (bomba centrífuga, motor eléc Figura 35 Estado mecánico de un pozo termina- do con aparejos de bombeo neumático. Empacador Superior Em pacador Inferior Válvulas de Inyección @RVDQPÃTVQ@SAD8D6GÃ 9@Ã7PH7@PÃ W6SDGG6ÃQVGD96Ã UV7@SË6Ã9@Ã QSP9V88DÏIÃ ANCLA MECÁNICA NIPLE ASIENTO EXTENSIÓN ANCLA DE GAS EXTENSIÓN CILINDRO EMBOLO Figura 36 Estado mecánico para un pozo terminado con aparejo de bombeo mecánico i i s
  • 116. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 53 radas por intervalos no productores. El empleo de pistolas que se corren a través de la tubería de pro- ducción puede frecuentemente permitir el ahorro de tiempo si la tubería de producción está abierta en su extremo y situada arriba de las zonas que serán dis- paradas. En los pozos nuevos la tubería de produc- ción puede colocarse, en unas cuantas horas des- pués de cementar el pozo. A continuación pueden efectuarse los disparos a través de la tubería de pro- ducción sin tener un equipo en el pozo. En esta for- ma no se carga tiempo por equipo en la terminación de pozo. Limitación de presión y temperatura Existen especificaciones sobre las presiones y tem- peraturas de operación para todas las pistolas. Las presiones en el fondo del pozo pueden limitar el uso de algunas pistolas con cargas expuestas. Sin em- bargo, pocos pozos son disparados, cuando la pre- sión es un problema, con pistolas convencionales con cargadores de tubo. Como regla general, las cargas para alta temperatu- ra no deben emplearse en pozos con temperatura del orden de 300-400° F. Esta recomendación está ba- sada en lo siguiente: (1) la mayoría de las cargas para alta temperatura proporcionan poca penetración; (2) el explosivo de alta temperatura es poco sensible, originando mayores fallas en los disparos; (3) las car- gas para alta temperatura son más costosas, y (4) existen pocas cargas para seleccionar. Cuando se opera cerca del límite superior con car- gas para baja temperatura pueden seguirse estas re- comendaciones: 1.- Pueden circularse en los pozos fluidos con baja temperatura para reducir la temperatura en el fondo del pozo. Este procedimiento es especial- mente aplicable, para pistolas que se corren a través de la tubería de producción, inmediata- mente después de suspender la circulación del fluido. 2.- Cuando existe alguna duda con relación a sí se alcanzará la temperatura límite de la pistola an- tes de que ésta dispare, puede emplearse deto- nadores para alta temperatura en las pistolas que contienen cargas para baja temperatura. De esta manera se evitarán los disparos accidentales debido a la alta temperatura, ya que las cargas preformadas se fundirán o quemarán sin deto- nar, a menos que sean disparadas con el deto- nador de la pistola. Para pozos con temperaturas muy altas puede no existir otra alternativa que correr el paquete comple- to para disparar a alta temperatura. Este incluye el detonador, el cordón explosivo, y la carga principal. Como se indicó con anterioridad, el detonador es el elemento principal del sistema. A menos que el deto- nador sea accionado, la carga preformada no será disparada. Control del Pozo Los pozos productores de aceite con baja presión pueden ser disparados, con aceite o agua dentro de la tubería de revestimiento, con poco control super- ficial, siendo suficiente un prensaestopa tipo limpia- dor. Sin embargo, es siempre conveniente usar un preventor de cable. Los pozos productores de aceite con presión normal, pueden ser disparados, con acei- te o agua en el agujero, con pistolas a través de la tubería de producción, usando instalaciones de con- trol convencionales a boca del pozo y un prensaestopa ajustable tipo espiral. En todos los pozos productores de gas deberá usar- se un lubricador con sello de grasa, así como en to- dos los pozos en que se prevea una presión superfi- cial mayor de 1,000 lb/pg2. Daño en el Cemento y la Tubería de Revestimiento. Las pistolas con cargador de tubo absorben la ener- gía no empleada al detonar las cargas. Esto evita el agrietamiento de la tubería de revestimiento y elimi- na virtualmente que el cemento se desquebraje. Con el uso de las pistolas a bala convencionales no se dañan mucho las tuberías de revestimiento. Al dis- parar con un claro igual a cero se tiende a eliminar las asperesas dentro de la tubería de revestimiento. Las pistolas a chorro con cargas expuestas, como las de tipo encapsuladas o en tiras, pueden causar la deformación, fracturamíento y ruptura de la tubería de revestimiento, así como un notable agrietamiento del cemento. La cantidad de explosivo, el grado de adherencia de la tubería de revestimiento con el ce- mento, la densidad de los disparos, el diámetro de la tubería de revestimiento y la masa-resistencia de la tubería de revestimiento, son factores que afectan el 112 trico, protector del motor, cable sumergible, separador de gas). A continuación se mencionan cada uno de sus componentes: El transformador proporcionará el voltaje requerido por el motor, mientras que el tablero controlará que no exista variación en el voltaje en la corriente eléc- trica que será conducida por el cable. Los accesorios subsuperficiales forman parte del apa- rejo. El cable conduce la energía que acciona el motor de la bomba centrífuga que a su vez envía el liquido a la superficie. El gas libre afecta a la bomba por lo que se requiere instalar un separador de fondo. Aparejo para pozos con sarta de velocidad Su función es reducir el área efectiva de flujo del pozo sin necesidad de recuperar el aparejo de pro- ducción fluyente. Se coloca una tubería flexible col- gada dentro de éste, que aumenta la velocidad de flujo en los hidrocarburos por la reducción de área efectiva. Una ejemplificación de dicho sistema se muestra en la figura 38. Ejemplo 5: Se requiere reacondicionar un aparejo de produc- ción fluyente 4 ½ a bombeo neumático de 4 ½ - 3 ½ con 3 mandriles, en un pozo donde se tiene un Figura 37 Aparejo de bombeo electrocentrífugo. H P U P S Q S P U @ 8 U P S 7 P H 7 6 8 6 7 G @ à 9 @ ÃQ P 9 @ S 8 6 7 @ a 6 G Figura 38 Sarta de velocidad con tubería flexible de 1 1/2. P.T. =3600 M.D. ( 3222.0 M.V.) 16 550.00 m 30 150.0 m 7ÃGÃÃÃ$'´ (!# € 7 5/8” DIU@SW6GPÃQSP9V8UPS) 7UQFT ##$à #ÃH9 (à #ÃHW @HQ6869PSÃQ@SH6I@IU@à $'´ 7ÃGÃÃ$´ #$À 5” $('' € P.I. $$(! € ((%#À ('à ($!À 10 3/4” $$ € T6SU 6Ã9@ÃUAà à !´
  • 117. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 52 El taponamiento de los disparos con parafina, asfáltenos o incrustaciones, es un gran problema en muchas partes del mundo. Los tratamientos con sol- ventes, generalmente removerán la parafina o los asfáltenos. Si los disparos están obstruidos con incrustaciones solubles o indisolubles en ácido, es generalmente aconsejable redisparar y tratar con áci- do o con otros productos químicos. Efecto de la Presión Diferencial Cuando se dispara en lodo, con una presión diferen- cial hacia la formación, los disparos se llenan con partículas sólidas de lodo de la formación y residuos de las cargas. Los tapones del lodo son difíciles de remover, produciendo en algunos disparos un tapo- namiento permanente y reduciendo la productividad del pozo. Aún cuando se dispare en fluidos limpios tales como aceite o agua que tienen altos ritmos de filtrado, las partículas procedentes de las arcillas, residuos de las cargas, o de otro tipo, pueden originar algún tapo- namiento de los disparos y un daño profundo en la formación. Las formaciones con permeabilidad de 250 md o mayores, permiten que las partículas de tamaño de las arcillas se desplacen hacia los poros de la formación o por las fracturas. En formaciones carbonatadas es frecuentemente posible obtener altas productividades de los pozos y bajas presiones de fracturamiento de los disparos cuando se dispara en HCL o ácido con una presión diferencial pequeña hacia la formación. Debido al bajo ritmo de reacción del ácido acético con las forma- ciones calizas, es generalmente conveniente dejar el ácido acético, frente a los disparos por unas 12 ho- ras después de disparar. No debe permitirse que par- tículas sólidas de lodo penetren en los disparos acidificados. Cuando los disparos se efectúan con una presión diferencial hacia el pozo y con fluidos limpios, se ayuda a obtener una buena limpieza de los disparos. Este es el método preferido de disparar formaciones de arenisca y carbonatadas. Efecto de Usar Fluidos Limpios Si una pistola en lo particular proporciona un tama- ño y penetración adecuadas bajo ciertas condicio- nes del pozo, la productividad limpia, manteniendo una presión diferencial hacia el pozo al disparar y durante el período de limpieza. Efecto de la Resistencia a la Compresión La penetración y el tamaño de los disparos a chorro se reducen a medida que aumenta la resistencia a la compresión de la tubería de revestimiento, del ce- mento, y de la formación. La penetración de las pistolas a bala decrece severamente al aumentar la resistencia de la tubería de revestimiento, del cemen- to, y de la formación. Densidad de los Disparos La densidad de los disparos generalmente depende del ritmo de producción requerido, la permeabilidad de la formación, y la longitud del intervalo dispara- do. Para pozos con alta producción de aceite y gas, la densidad de los disparos debe permitir el gasto deseado con una caída de presión razonable. Gene- ralmente son adecuados 4 disparos por pie de 0.5 pg., siendo satisfactorio uno o dos disparos por pie para la mayoría de los pozos con producción baja. En los pozos que serán fracturados, los disparos se planean para permitir la comunicación con todas las zonas deseadas. Para operaciones de consolidación de arenas, generalmente se prefieren 4 disparos por pie de diámetro grande. Para terminaciones con em- paque de grava se prefieren de 4 a 8 disparos por pie de 0.75 pg. de diámetro o mayores. Los disparos de 4 o más cargas por pie en tuberías de revestimiento de diámetro pequeño y de baja re- sistencia, con pistolas con cargas expuestas, pueden agrietar la tubería de revestimiento. También el ce- mento puede fracturarse severamente, siendo nece- sario efectuar cementaciones forzadas para contro- lar la producción indeseable de agua o gas. Los coples de las tuberías de revestimiento de alta resistencia pueden dañarse al efectuar múltiples disparos sobre ellos. Costo El precio de los disparos varía; sin embargo, general- mente los costos son inferiores cuando se usan bajas densidades de disparo. El empleo de pistolas selecti- vas puede ahorrar un tiempo apreciable en las inter- venciones en que se tienen zonas productoras sepa- 113 empacador permanente de 7 5/8 a 3,500 m. Profundidad de los mandriles de BN. 1° Mandril 3 ½ (2.70 m) a 3,200 m 2º Mandril 4 ½ (2.70 m) a 2,460 m 3° Mandril 4 ½ (2.70 m) a 1,948 m La amplitud de diámetro de tubería 3 ½ - 4 ½ será a 2,950 m. Tubería de producción rango 2 (9 a 10 m de longi- tud) con un promedio de 9.40 m y 5 tramos con lon- gitudes cortas para ajuste. a) Efectuar el análisis para seleccionar las tuberías de producción, determinando roscas, peso y grado de acuerdo con los esfuerzos, tipo de hidrocarburos y porcentaje de HS y CO . b) Determinar la longitud de las unidades selladoras, de acuerdo con las operaciones futuras. Para el ejem- plo se meterán 4.80 m quedando .95 m arriba del empacador el tope localizador. c) Calcular el número de tramos de tubería 3 ½ a meter después de las unidades selladoras (leer la lon- gitud de cada tramo en la bitácora de operaciones). 3500-1.30=3498.70 m 3,498.70 - 3,200 = 298.7 m Se considera introducir 32 tramos, con lo cual se tendría 1.78 m de defasamiento (0.19x9.4=1.78 m) hacia arriba, lo cual no afecta el desempeño de la válvula de inyección de gas. Cima del 1er. mandril 3198.25 - 2.70 = 3195.55m. Longitud de tubería 3 ½ al enlace 4 ½. 3,195.55 - 2950 = 245.55 m Se meterán 26 tramos 3 ½, quedando la cima del enlace 3 ½ - 4 ½ de .75 m a 2,950.40 m: Colocación del 2° mandril. 2950.40 - 2460 = 490.40 m Se instalarán 52 tramos 4 ½ más el mandril, que- dando la cima a: 2950.40 - 491.50 = 2458.90 m Instalación del 3er. mandril. 2458.90 -1948.00 = 510.90 m Se meterán 54 tramos 4 ½ más el mandril, quedan- do la cima a: 2458.90 - 510.30 = 1948.60 m Longitud del 3er. mandril al colgador de tubería: El colgador de tubería mide .38 m Se meterán 207 tramos más un tramo corto de 2.40 m y el colgador, quedando el tope localizador .97 m arriba del empacador y los mandriles .02 m arriba de las profundidades determinadas anteriormente. Es muy importante supervisar que el apriete de ros- cas sea el adecuado y que los accesorios estén insta- lados correctamente. Cambio de aparejo o empacador por comunica- ción o daño. Debido a las características de flujo de los hidrocar- buros y de los sólidos que arrastran a los mismos hidrocarburos o a los fluidos de inyección, el apare- jo, el empacador y sus accesorios se deterioran por corrosión o desgaste y provocan así comunicación al espacio anular. Si la comunicación se da en el aparejo de produc- ción o en las unidades selladoras el problema se re- suelve cambiando el aparejo. En otras ocasiones, el aparejo se colapsa por dife- rentes causas. De cualquier modo, el flujo se restrin- ge o no se pueden correr herramientas para toma de información y así se hace necesario recuperar el aparejo para restablecer las condiciones originales. Si la comunicación es en el empacador, se puede eliminar por molienda y pesca, cuando es perma- nente, o sacar con el aparejo cuando es recupera- ble. Posteriormente se coloca otro, cambiando un poco la profundidad de anclaje, debido a que la tubería de revestimiento en ese punto tiene mar- cas de cuñas del antiguo empacador o efectos de la molienda. WUDPRV17.52 40.9 40.490 = WUDPRV35.54 40.9 90.510 = WUDPRV25.207 40.9 1948.22 = 298.7 mts. = 31.77 tramos 9.40 mts. 2 2
  • 118. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 51 vestimiento, el cemento y la formación, con diversos fluidos en el pozo. 5) El mantenimiento de la temperatura del yacimien- to y de la presión en el fondo del pozo y el yacimien- to durante y después de disparar. 6) La simulación del flujo hacia el pozo para limpiar los disparos. 7) La evaluación de los resultados de la prueba. Factores que Afectan los Resultados de los Disparos con Pistola Taponamiento de los Disparos El taponamiento de los disparos con residuos del re- cubrimiento metálico puede ser muy severo. Median- te el empleo de recubrimientos cónicos elaborados con metal pulverizado, los residuos mayores han sido eliminados en varias de las cargas especiales. Los residuos del recubrimiento también se forman, pero son acarreados al fondo del agujero en forma de par- tículas del tamaño de arena o más pequeñas. Las pruebas superficiales a presión atmosférica, no son confiables para evaluar este tipo de taponamiento de los disparos, debido a que los residuos frecuente- mente son desviados de los disparos a la presión at- mosférica. Los disparos tienden a llenarse con roca triturada de la formación, con sólidos de lodo, y residuos de las cargas cuando se dispara en el lodo. Estos tapones no son fácilmente removidos por el contraflujo. La presencia de partículas compactas y trituradas de la formación al derredor de los disparos reduce aún más la probabilidad de limpiar los disparos. Los lodos con alta densidad mezclados con sólidos pesados, provocan la formación de tapones densos en los dis- paros. La presión diferencial requerida para iniciar el flujo, de la formación al pozo. Cuando se abren algunos disparos que requieren una presión diferencial baja, el flujo a través de estos disparos dificultan la crea- ción de la mayor caída de presión requerida para abrir más disparos. En formaciones estratificadas, como las constituidas por secuencias de lutita y are- na, un gran número de disparos permanecen taponados y pueden evitar que se drenen algunas zonas específicas. Cuando están taponadas, o par- cialmente obturadas, una o más zonas en un yaci- miento estratificado, las pruebas de formación, las de producción y las mediciones del índice de pro- ductividad, pueden proporcionar una evaluación errónea sobre el daño del pozo, su productividad, y su recuperación. Limpieza de los Disparos Taponados En arenas no consolidadas las herramientas de sondeo instantáneo y las lavadoras de disparos han sido usadas con éxito para limpiar los dispa- ros en muchas áreas. Si los disparos en pozos ter- minados en arenas, no pueden limpiarse con he- rramientas de sondeo instantáneo o lavadoras, el siguiente paso consiste generalmente en abrir cada disparo con aceite o agua limpia usando bolas selladoras. Este procedimiento ocasiona que el lodo sea desplazado dentro de las fracturas de la formación. Normalmente estas fracturas se ce- rrarán poco después que la presión de fracturamiento sea liberada. La acidificación de los pozos en areniscas general- mente no permitirá limpiar todos los disparos taponados con lodo, a menor que cada disparo sea aislado y fracturado, y el lodo desplazado dentro de la fractura de la formación. Los tapones del lodo son bastantes más fáciles de remover de los disparos en formaciones carbonatadas, debido a que al entrar en ácido en unos cuantos disparos, generalmente disuelve una cantidad de roca suficiente para abrir otros disparos. Generalmente los pozos terminados en formaciones de caliza o dolomita se disparan en ácido, con una pequeña presión diferencial hacia la formación. Sin embargo, los disparos en aceite o agua limpian, con una presión diferencial hacia el pozo, son muy satis- factorios. Si una parte de la tubería de revestimiento disparada está pobremente cementada, proporcionando comu- nicación vertical atrás de la tubería y entre las perfo- raciones, las condiciones resultantes son similares a las de una terminación en agujero abierto con tube- ría ranurada. Si se presenta flujo de la formación, todos los disparos en la tubería de revestimiento, generalmente se limpiarán. Sin embargo los dispa- ros en la formación podrán o no limpiarse. 114 El diseñador debe efectuar un análisis y una selec- ción muy cuidadosa de los materiales del nuevo apa- rejo o empacador para evitar que el problema se re- pita (materiales especiales con mayor resistencia a los esfuerzos, H2 S, CO2 , arena). Existe también otro tipo de operaciones denomina- das de mantenimiento menor en las que no se re- quiere utilizar el equipo convencional de manteni- miento. Pueden utilizarse otros equipos considera- dos especiales como la tubería flexible, el generador de espuma, el generador de aceite caliente y la línea de acero. Dichas operaciones pueden ser: Limpieza de pozo Limpieza de aparejo de producción o inyección: Se ha comprobado que los cambios de temperatu- ra, presión, composición química del aceite y el con- tacto con sustancias de bajo pH propician desequili- brio y la consecuente precipitación de sustancias asfálticas y parafínicas, presentes en mayor o menor proporción, que se depositan dentro de la tubería, obturándola parcial o totalmente. d) Limpiezas de fondo del pozo Algunas formaciones, como las arenas consolidadas, producen junto con los hidrocarburos, pequeñas partículas de arenas o sedimentos que por gravedad se depositan en el fondo del pozo y llegan a obstruir el intervalo abierto, generan tapones dentro de la tubería y disminuyen paulatinamente el flujo hasta dejar de producir. Una práctica muy común para la remoción y limpie- za, tanto del aparejo como del fondo del pozo, es utilizar la unidad de tubería flexible con bombeo de fluidos para acarreo, desincrustantes o limpiadores, así como correr herramientas de limpieza a través del aparejo de producción La unidad terrestre de tubería flexible consta, princi- palmente de: · Cabina de control · Carrete de tubería · Unidad de potencia · Inyector de tubería · Sistema de prevención · Sistema de Izage · Unidad transportadora Figura 39 Aparejo de producción con comunicación, colapso y empacador dañado. Figura 40 Unidad de tubería flexible (cortesía de Dowell-Schlumberger).
  • 119. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 50 siguen al disparo del detonador hasta la formación del chorro, cualquier falla en el sistema puede cau- sar un funcionamiento deficiente, lo cual puede ge- nerar un tamaño irregular o inadecuado del agujero, una pobre penetración o posiblemente ningún dis- paro. Alguna de las causas del mal funcionamiento son: corriente o voltaje insuficiente al detonador; un detonador defectuoso o de baja calidad; un cordón explosivo aplastado o torcido; el explosivo principal de baja calidad o pobremente empacado o el recu- brimiento colocado incorrectamente o sin hacer con- tacto efectivo con el explosivo. El agua o la hume- dad en las pistolas, el cordón explosivo o las cargas, pueden provocar un mal funcionamiento o una de- tonación de baja orden. Los disparos a chorro convencionales a través de tubería de revestimiento son las pistolas recupera- bles con un tubo de acero, normalmente propor- cionan una penetración adecuada, sin dañar la tubería de revestimiento. Existen pistolas a chorro para correrse a través de la tubería de producción, incluyendo pistolas encapsuladas o sea las desintegrables o de rosario, pistolas con cargas giratorias, con cargas soportadas en alambre y con cargadores tubulares y pistolas con cargadores de pared delgada o desechable, la ventaja que pre- sentan es que su posibilidad de correrse y recupe- rarse a través de la tubería de producción y de dispararse con una presión diferencial hacia el pozo. Las pistolas desechables o desintegrables con cargador hueco de pared delgada, evitan el resquebrajamiento de la tubería de revestimiento y la mayor parte de los residuos que se dejan den- tro de ella, también eliminan el problema del claro si la pistola es colocada apropiadamente, pero se sacrifica algo de penetración. Pistolas Hidráulicas. Una acción cortante se obtiene lanzando a chorro un fluido cargado de arena, a través de un orificio, contra la tubería de revestimiento. La penetración se reduce grandemente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta de 0 a 300 lb/pg2. La pene- tración puede incrementarse apreciablemente adi- cionando nitrógeno a la corriente del fluido. Cortadores Mecánicos. Se han usado cuchillas y herramientas de molienda para abrir ranuras o ventanas para comunicar el fon- do del pozo con la formación. Para controlar la pro- ducción de arena en algunas áreas se emplea como procedimiento estándar la apertura de una ventana en la tubería de revestimiento, el escariamiento y el empacamiento con grava. La evaluación del comportamiento de las pistolas, antes de 1952 todas las evaluaciones de las pistolas se efectuaban escencialmente mediante pruebas en el fondo de los pozos, o en pruebas superficiales a presión y temperatura atmosférica en tuberías de re- vestimiento cementadas dentro de tambores de ace- ro. Las pruebas comparativas en el fondo del pozo eran generalmente imprácticas, debido a la dificultad en controlar las condiciones del pozo y del yacimien- to. Las pruebas superficiales a presión atmosférica pro- porcionaban resultados erróneos por varias razones. El recubrimiento metálico fundido de las cargas preformadas que tapona un disparo en el fondo del pozo tiende a salirse del disparo cuando éste se efec- túa a presión atmosférica. Las pruebas superficiales se efectuaban usando blancos preparados con are- na y cemento, en lugar de utilizar núcleos de arenis- ca o carbonatos. También las pruebas superficiales no simulan el flujo en el fondo del pozo a través de los disparos. En 1952, la Compañía Exxon desarrolló el 1er. Procedimiento de prueba confiable para simu- lar los disparos a condiciones del fondo del pozo. Este sistema inicialmente fue denominado Método de Productividad para Probar Pistolas o Indice del Flujo del Pozo, el programa de la prueba, diseñado para simular las condiciones reales en el fondo del pozo, incluye: 1) El empleo de núcleos de la formación de diáme- tro grande, acondicionados para contener las saturaciones de hidrocarburos y de agua intersticial específicas. 2) La determinación de la permeabilidad efectiva de la formación antes de disparar, después de disparar, y simulando el flujo del pozo . 3) El aislamiento de la formación del fondo del pozo por la tubería de revestimiento y un material cementante adecuado. 4) El disparo de pistolas a través de la tubería de re- 115 Si es unidad marina está conformada por los siguien- tes módulos: · Cabina de control. · Carrete de tubería · Unidad de potencia · Inyector de tubería · Carretes de mangueras · Sistema de prevención La unidad se distribuye en la localización interconec- tando con mangueras el panel de control con el carre- te, el inyector, los preventores y la unidad de potencia. Se interconecta el carrete de tubería con el sistema de bombeo. Sobre el medio árbol de válvulas del pozo se instala el preventor y sobre éste el inyector de tubería. Se mete la tubería flexible al inyector y baja a través de los preventores, se prueba el sistema con 350 kg/ cm2 y se procede a efectuar la operación. Se baja la tubería flexible con circulación del fluido que se va a utilizar, removiendo y limpiando hasta dejar libre el aparejo de producción o el fondo del pozo a la profundidad deseada. Los fluidos de regreso del pozo deberán estar direccionados al quemador. Se deberá evitar parar el bombeo pues se correría el riesgo de atrapamiento por el asentamiento de las partículas desalojadas. En caso de parafinas o incrustaciones se bajan he- rramientas cortadoras o de remoción, ya sea con la unidad de tubería flexible o con equipo de línea de acero, repasando varias veces las restricciones hasta dejar libre el aparejo, ver figura 41. Corrección de anomalías de tubería de revestimiento Las principales fallas observadas en las tuberías de revestimiento son desprendimiento, rotura o aplas- tamiento (colapso). Las causas que las originan pue- den ser fatiga o desgaste del acero, efectos de corro- sión o esfuerzos excesivos de la formación sobre la tubería. Este tipo de anomalías es de alto riesgo y pueden ocasionar la pérdida del pozo. Para su mantenimien- Cabeza Inyectora Lubricador Conexión Rápida Preventores Válvula de Sondeo del Árbol de válvulas Tubería FlexibleTubería Flexible Figura 41 Inyector de tubería flexible instalado en un árbol de válvulas (Cortesía de Dowell-Schlumberger, modificada). to se requiere reintegrarlo nuevamente en condicio- nes óptimas de servicio. Las anomalías en tuberías de revestimiento se pue- den determinar y localizar con registros eléctricos o pruebas de presión con empacador y tubería de tra- bajo. Existen dos formas de resolver este problema: a) Efectuar una recementación a la anomalía con un empacador recuperable o un retenedor de cemen- to, rebajando y finalmente probando hasta asegurar que está obturado. b) Aislando la anomalía con una tubería de revesti- miento cementada de menor diámetro, ver figura 42. Ejemplo 6: Supongamos que se requiere dar mantenimiento al pozo que se muestra en la figura 43, en el cual se ha determinado una anomalía a 3110 m y en donde se observa un represionamiento de 75 kg/cm2 en el es- pació anular TR-TP.
  • 120. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 49 además de aumentar su índice de turbidez. Las sales compuestas por las mezclas de bromuros y cloruros no son comúnmente utilizables por su alto costo y elevada toxicidad, así como los problemas inheren- tes a su manipulación en el campo, por lo que su empleo como fluidos empacantes está restringido en la actualidad, aunado a que las normas ecológicas para estos tipos de fluidos son muy estrictas. Normalmente en la actualidad, el agua utilizada para la preparación en el campo de los fluidos empacantes es agua tratada de alguna de las baterías de la em- presa, la cual tiene que ser monitoreada para garan- tizar que cumple con los requerimientos de calidad y sus propiedades físico-químicas son las optimas. IX. DISEÑO DE DISPAROS Durante la etapa de terminación de los pozos el dis- paro de producción es la fase más importante, ya que permite establecer comunicación de los fluidos entre el cuerpo productor y la tubería de revestimien- to, ya que un disparo bien diseñado posibilitará el flujo de los hidrocarburos en forma eficiente. La ope- ración de disparo no es una técnica aislada, debien- do prestarle atención particular en la selección del diámetro de la tubería de producción, ya que este condicionará el diámetro exterior de las pistolas y las cuales tendrán mayor o menor penetración de acuer- do a su diámetro. El grado de la tubería de revestimiento, densidad del disparo, tipo de formación, humedad y temperatu- ra, son algunos de los factores que pueden afectar el resultado de los disparos. Teoría del Disparo La investigación desarrollada por Exxon descubrió la trascendencia de él taponamiento de los disparos con lodo ó con residuos de las cargas preformadas, disparar con una presión diferencial hacia el fondo del pozo y el efecto de la resistencia a la compresión de la formación sobre el tamaño del agujero de los disparos y su penetración. Este trabajo condujo al desarrollo de cargas preformadas no obturantes; de pistolas disparables a través de la tubería de produc- ción y de la norma API RP-43 para evaluar los dispa- ros bajo condiciones de flujo simuladas en el pozo. El desarrollo de pistolas a chorro efectivas, ha mejo- rado la penetración cuando se presentan formacio- nes y cemento de alta resistencia a la compresión y/ o tuberías de revestimiento de alta resistencia con espesor grueso. Aunque existe la Tecnología para asegurar buenos disparos en la mayoría de los pozos, en muchas áreas regularmente se tiende a obtener disparos deficien- tes principalmente por un desconocimiento de los requerimientos para disparar óptimamente, el con- trol inadecuado del claro, particularmente cuando se corren las pistolas a través de la tubería de pro- ducción y la practica generalizada de preferir realizar los disparos en función de su precio en lugar de su calidad. Tipos de Disparo Disparos de Bala Las pistolas de bala de 3 ½ de diámetro o mayores se utilizan en formaciones con resistencia a la com- presión inferior a 6000 lb/pg2, los disparos con bala de 3 ¼ o tamaño mayor, pueden proporcionar una penetración mayor que muchas pistolas a chorro en formaciones con resistencia a la compresión inferior a 2000 lb/pg2. La velocidad de la bala en el cañón es aproximadamente de 3300 pies/seg. Y pierde veloci- dad y energía cuando el claro excede de 0.5 pg y la pérdida en la penetración con un claro de 1 pg. Es aproximadamente el 25% de la penetración con un claro de 0.5 pg y con un claro de 2 pg la pérdida es de 30%.. Las pistolas a bala pueden diseñarse para disparar selectiva o simultáneamente. Disparos a Chorro El proceso de disparar a chorro consiste en que un denotador eléctrico inicia una reacción en cadena que detona sucesivamente el cordón explosivo, la carga intensificada de alta velocidad y finalmente el explosivo principal, la alta presión generada por el explosivo origina el flujo del recubrimiento metálico separando sus capas interna y externa. El incremen- to continuo de la presión sobre el recubrimiento pro- voca la expulsión de un haz o chorro de partículas finas, en forma de aguja, a una velocidad aproxima- da de 20,000 pies/seg. con una presión estimada de 5 millones de lb/pg2. Debido a la sensibilidad del proceso de disparo a cho- rro, por la casi perfecta secuencia de eventos que 116 Solución: 1. Controlar el pozo regresando fluidos a formación (si existe pérdida, obturar con un tapón de sal o de carbonato de calcio pues se requerirá circular) 2. Instalar válvula de contrapresión tipo H. 3. Probar hermeticidad del sello anular del colgador de tubería. 4. Desfogar presión del espacio anular. 5. Desmantelar medio árbol y conexiones superficia- les de control. 6. Instalar y probar preventores. 7. Levantar aparejo de producción hasta desenchu- far las unidades de sello de empacador. 8. Circular fluido de control en directo hasta llenar pozo. 9. Recuperar aparejo de producción. Existen dos alternativas para reparar la anomalía: 1. Prolongar y cementar la tubería de revestimiento de 7 hasta cubrir la anomalía. a) Con tubería de trabajo y molino cónico para tubería de revestimiento de 9 5/8 conformar la anomalía. b) Con tubería de trabajo y za- pata para empacador 9 5/8, moler sistema de anclaje de empacador. c) Con pescante de agarre in- terno recuperar restos de empacador. d) Con molino cónico para tu- bería de revestimiento de 7 conformar o rimar camisa soltadora (C-2). e) Con tubería de trabajo y niple efectuar viaje de limpie- za hasta la profundidad in- terior. f) Meter y cementar prolonga- ción de tubería de revesti- miento de 7 con una nueva boca de tubería 50 m arriba de la zona de riesgo. g) Calibrar tubería de revesti- miento de acuerdo con el diámetro del empacador que se va a instalar. NOTA: Según los requerimientos de producción se podrá instalar un empacador de 7 a la profundidad del antiguo empacador o uno de 9 5/8 arriba de la nueva boca de tubería. 2. Conformar y recementar la anomalía. a) Con tubería de trabajo y molino cónico para tube- ría de revestimiento de 9 5/8 conformar la ano- malía. b) Efectuar recementación de anomalía con empacador recuperable o retenedor de cemento. c) Con molino para tubería de revestimiento 9 5/8 rebajar y probar la recementación con una pre- sión del 60% de la resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento (este valor depen- derá de las condiciones de la tubería y del mismo pozo). d) Calibrar tubería de revestimiento con el diámetro adecuado para correr el empacador de produc- ción 9 5/8. A) Tubería de revestimiento colapsada B) Corrección de anomalía con recementación . C) Corrección de anomalía prolongando la tubería de revestimiento. Figura 42 Anomalía y corrección de tuberías de revestimiento.
  • 121. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 48 debe tener una correcta manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes contami- nantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, los cuales reducirían la eficiencia de estos produc- tos. Por lo anterior es necesario establecer un proce- dimiento adecuado para diseñar los fluidos empacantes y que éstos cumplan eficazmente la fun- ción para lo cual fueron seleccionados. Propiedades que deben tener los fluidos empacantes Es necesario determinar las propiedades más ade- cuadas para diseñar los fluidos empacantes, y estas deben ser las siguientes: 1.- Estable a condiciones de temperatura y presión. 2.- No ser corrosivo. 3.- Que evite la formación de bacterias. 4.- Que esté libre de sólidos indeseables. 5.- Que no cause daños a las formaciones producto- ras. 6.- Que no dañe el medio ambiente. 7.- Que facilite la recuperación de los aparejos de producción. Tipos de fluidos empacantes Los fluidos empacantes se pueden preparar en base agua y base aceite. Los base aceite presentan una mayor estabilidad que los preparados con agua. Lo anterior debido a la naturaleza del aceite diesel ya que se trata de un solvente no polar, ya que los base agua por su naturaleza química requieren el empleo de agentes químicos especiales como son los inhibidores de corrosión, alcalinizantes, secuestrantes de gases, así como algunos bactericidas y viscosificantes como complemento y cumplir su fun- ción como fluido empacante de manera eficiente. Se pueden clasificar en base aceite y base agua y son los siguientes: Base Aceite: a).- Emulsiones libres de sólidos, con densidad de 0.84 a 0.94 gr./cc. b).- Diesel o aceite estabilizado deshidratado con densidad de 0.84 gr/cc. Base Agua: a).- Agua tratada densidad i.0 gr./cc. b).- Salmuera sódica, densidad 1.03 a 1.19 gr./cc. c).- Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr./ cc. d).- Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: CaCl2-CaBr2-ZnBr2, que varía su densidad des- de 1.31 hasta 2.30 gr./cc. Una de las principales ventajas de loa fluidos empacantes base agua, es que no dañan el medio ambiente y son de menor costo, por lo que en la actualidad son los que tienen una mayor demanda. Requerimientos del agua utilizada para preparar flui- dos empacantes Para el diseño y preparación de un fluido empacante base agua, se debe cuidar la calidad del agua que se va a utilizar, para evitar problemas dentro del pozo que pudieran alterar la eficiencia del mismo, por lo que tienen que cumplir con los limites de calidad permisibles siguientes: PROPIEDADES Mg/L Sólidos totales disueltos 100 Sólidos en suspensión 0-100 Dureza de Calcio ( CaCO3 ) 40 Dureza de magnesio 40 Alcalinidad Total 200 Cloruros 412 Sulfatos ( Na2SO4 ) 200 Fosfatos Totales solubles ( PO4 ) 0.1 Cromatos ( CrO4 ) 0.05 Fierro Total ( Fe ) 0.30 pH 7-9 El análisis de agua es de suma importancia en la pre- paración de los fluidos empacantes, ya que el agua dulce por su gran habilidad para disolver en gran número de compuestos inorgánicos si no se tiene un control estricto de los iones en solución, pueden vol- ver a reaccionar formando precipitados insolubles dentro del pozo con los consecuentes problemas en la recuperación de los aparejos de producción. En el agua de origen natural encontramos una gran varie- dad de sólidos disueltos, así como sólidos en sus- pensión, y a esto se debe: la turbidez, el olor, el color y el sabor, estas características dependen del lugar de donde se tome el agua, por lo que en estos casos se debe utilizar un tratamiento previo a este tipo de agua para ser utilizada en la preparación de fluidos empacantes. Los sólidos disueltos y los sólidos en suspensión nos indican la cantidad de impurezas di- sueltas en el agua y que son perjudiciales en el agua, 117 (67$'2 0($1,2 N-80, 77/72 # $À à À K-55, 94 # $À $$À ´ N-80/TAC-110, 53.5 # ´ L-80, 47# $#À A G V D9 P ÃA 6 Q Y à ' % Ñ Ã' A G V D9 P ÃA 6 Q Y à ' % Ñ Ã' W6GWÃUU6Ã#à !´Ã$HÃÃ5Ãà $ÀÃW6GWÃUU6Ã#à !´Ã$HÃÃ5Ãà $Àà 6S7PGÃ9@ÃW6GWVG6T)6S7PGÃ9@ÃW6GWVG6T) !Ã6S7PGÃW6GWTÃà ´Ã‘Ã#à !´Ã$HÃ!Ã6S7PGÃW6GWTÃà ´Ã‘Ã#à !´Ã$Hà 867@a6GÃQSP9Ãà Ã$'´Ã‘à ´Ã$HÃ867@a6GÃQSP9Ãà Ã$'´Ã‘à ´Ã$Hà 86SS@U@Ã867@a6GÃADQÃ!Ã#´ÃHÑà Ã$'´Ã$HÃ86SS@U@Ã867@a6GÃADQÃ!Ã#´ÃHÑà Ã$'´Ã$Hà 7SD96Ã9ÃT@GGPÃADQÃ!Ã#´ÃHÑà Ã'´Ã7SD96Ã9ÃT@GGPÃADQÃ!Ã#´ÃHÑà Ã'´Ã 867ÃTPG967G@ÃADQÃ!Ã#´ÃH867ÃTPG967G@ÃADQÃ!Ã#´ÃH $ À7GÃô ÁÁÃQ@S9D96ÃQ6S8D6GÃÃÃ5ÃÃÃQ@S9D96ÃQ6S8D6GÃÃÃ5ÃÃ#% À#% À QUÃ2ÃÃ#$$'À9ÃQUÃ2ÃÃ#$$'À9ÃÃ#!ÀWÃ#!ÀW N-80, 29 # '!À ƒÃDIU@SW6GPÃFD)ƒÃDIU@SW6GPÃFD) !ƒÃDIU@SW6GPÃFHFD)!ƒÃDIU@SW6GPÃFHFD) ƒÃDIU@SW6GPÃFT)ƒÃDIU@SW6GPÃFT) %' ÃH9Ã# #'ÃHW%' ÃH9Ã# #'ÃHW %%$ÃH9Ã$%ÃHW%%$ÃH9Ã$%ÃHW $$!!À9Ã!%(!'ÀW$$!!À9Ã!%(!'ÀW 6QÃQSP9V88DPI)6QÃQSP9V88DPI) #à !´ÃÃ$à !´Ãà È#à !´ÃÃ$à !´ÃÃ È P-110, 18 # Ã#$!À 7ÃGÃ$´7ÃGÃ$´ Ã#$ÀÃ#$À S@UÃ8HUPÃQ6S6ÃUSôÃ!(ÃG7QÃÃ5ÃÃÃ##$ÀS@UÃ8HUPÃQ6S6ÃUSôÃ!(ÃG7QÃÃ5ÃÃÃ##$À #ƒÃDIU@SW6GPÃ7Q)#ƒÃDIU@SW6GPÃ7Q) # ÃÃ#!$À9# ÃÃ#!$À9 @HQÃS@8VQÃ(Ã$'´Ã$$ÃG7QÃÃ5ÃÃà $À@HQÃS@8VQÃ(Ã$'´Ã$$ÃG7QÃÃ5ÃÃà $À Ã#$$!À 6IPH6GD6Ã6à ÃHUT Figura 43 Estado mecánico de un pozo con anomalía en el espacio anular. ´ ´ ´ ´ ‘ ´ ´ ´ ´
  • 122. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 47 dimentos y remoción de residuos que se hubiesen quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento. Este movimiento de tubería permite elevar la eficien- cia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bom- beo. 7.- Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores químicos y por el flui- do final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circu- lados a gastos máximos de bombeo. La condición de flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejora la eficiencia de un desplaza- miento. 8.- Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es necesario considerar el volu- men por remover en el lavado del pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalo- jar sea poco, el diseño puede ser ajustado por me- nores cantidades y evitar excesos en los costos de estos servicios. 9.- En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efec- tuar un análisis del costo beneficio con la finalidad de evitar dispendios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica. Espaciadores y lavadores químicos Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluidos de control ya sea base agua o aceite, utili- zan espaciadores y lavadores químicos , con la fina- lidad de evitar incompatibilidad de fluidos, proble- mas de contaminación, limpieza del pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programa- dos deberán ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscosos que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 metros de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su efi- ciencia. Para fluidos base aceite, su principal contac- to como espaciador debe ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos pro- ductos de las compañías de servicios los cuales pue- den ser utilizados como espaciadores, píldoras o ba- ches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solven- tes, para una activa remoción de contaminantes or- gánicos e inorgánicos. Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares, normal- mente su densidad es cercana al agua dulce. En al- gunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza. En todos los casos, deberán efectuarse los trabajos programados de manera continua y sin interrupcio- nes, evitando retrasos de tiempo y problemas críti- cos al efectuar el desplazamiento por este tipo de productos químicos. Fluidos empacantes La utilización de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminación del pozo y el motivo por el cual se diseñan para ser colocados en los espacios anulares entre las tuberías de producción y las tube- rías de revestimiento es, para que estas tuberías se protejan adecuadamente de los efectos de la corro- sión, y que faciliten la recuperación de los aparejos de producción, ya que uno de los principales pro- blemas al tratar de sacar estas tuberías de produc- ción es la pegadura excesiva de los sellos multi-v en el cuerpo del empacador, lo cual ha originado en muchas ocasiones operaciones subsecuentes de pesca para recuperación total de las sartas causan- do costos excesivos al alargarse los tiempos de inter- vención de los pozos. Esta selladura es provocada por problemas de co- rrosión, así como depósito de materiales orgánicos e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros. Este tipo de fluidos se emplean también para mante- ner una presión hidrostática en la parte externa de las tuberías de producción y así evitar alguna falla por colapso de las tuberías de revestimiento en algu- nas áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se 118 e) Meter nuevo aparejo de producción. Realizar la misma secuencia operativa que una terminación (si se obturó el intervalo productor efectuar su limpieza con la unidad de tubería flexible). Mantenimiento a conexiones superficiales Los lineamientos en seguridad y protección ambien- tal exigen que los pozos cuenten con conexiones superficiales en óptimas condiciones. Sin embargo, con la operación y el paso del tiempo se van deteriorando, así es que requieren, de entra- da, mantenimiento preventivo, hasta llegar al man- tenimiento correctivo que se da cuando se sustituye el accesorio o elemento. Esta labor también se clasifica como mantenimiento menor y puede efectuarse de acuerdo con el riesgo y necesidades implícitas en la operación. Se debe utili- zar equipo convencional o herramientas especiales. Estas operaciones incluyen, principalmente, cambio de cabezal, de medio árbol de válvulas, de válvulas, de yugos opresores, de colgador de tubería y de anillos metálicos. A continuación se muestran varios ejemplos de man- tenimiento a conexiones superficiales. Ejemplo 7: Cambio de válvula del cabezal por la siguiente pro- blemática: · La válvula no abre o cierra (no funciona el meca- nismo). · El maneral gira sin abrir la válvula (perno roto). Objetivo: Cambiar las válvulas del cabezal para man- tenerlas en óptimas condiciones de operación, y ase- gurar el control del pozo por espacio anular. Consideraciones previas a la operación 1. Efectuar una reunión de trabajo acerca de la ope- ración que se va a realizar. 2. Contar con el apoyo del Departamento de Seguri- dad y Protección Ambiental. 3. Verificar que el contrapozo esté limpio y no tenga fluidos inflamables ni viscosos. 4. Tener válvulas compatibles en diámetros y libraje. Revisar sus pistas de sellos y probar su presión de prueba. 5. Contar con las herramientas necesarias para el cambio de las válvulas. Figura 44 Mantenimiento a conexiones superficiales. Sello Figura 45 Válvula mecánica de árbol de producción o laterales de cabezal
  • 123. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 46 Circulación directa Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a despla- zarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de circulación directa, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua so- bre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en al- gunos casos no se dará el régimen turbulento nece- sario para garantizar que el pozo esté totalmente lim- pio de contaminantes. Así mismo serán necesarios mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al ma- yor tiempo de circulación y por consiguiente un cos- to más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de co- lapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés. Recomendaciones previas al lavado del pozo Previo al desplazamiento del fluido de control ya sea base agua o base aceite por el diseño de espaciadores y lavadores químicos, es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas del equi- po: 1.- En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los escariadores ade- cuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remo- ver los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías. En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo. 2.- establecer la circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible en forma directa. 3.- Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo previo al desplazamiento del mis- mo, por lo que sus propiedades necesitan ser consi- deradas desde el desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de esta ma- nera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes con- sideraciones: a).- Efectuar la circulación del fluido del pozo ha- cia los equipos disponibles de eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contami- nantes grandes, y de ser posibles hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado este al salir ya libre de sedimentos y agentes contami- nantes. b).- Reducir a valores mínimos permisibles la vis- cosidad plástica y el punto de cedencia, para asegurar la movilidad del fluido en los espa- cios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c).- Evitar en esta etapa los espaciadores o píldo- ras viscosas. 4.- La tubería necesita ser reciprocada y si las herra- mientas lo permiten girarse antes y durante el des- plazamiento para romper geles o bolsas estaciona- rias de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas viscosidades. 5.- Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitirá incre- mentar la remoción del fluido de control. 6.- Efectuar viaje corto con los escariadores o con la tubería que se lleve hasta la boca de la tubería de revestimiento corta ( boca liner ) o levantarse aproxi- madamente 300 mts. , y volver a bajar a la profundi- dad programada y seguir circulando el fluido filtra- do. Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en el extremo auxilien en la limpieza de se- 119 6. Tener con anillos selladores compatibles. 7. De ser necesario, tener un lubricador para insertar tapones en el orificio lateral del cabezal de pro- ducción, revisado y probado (taper machine). Procedimiento operativo 1.- Si la válvula(s) no abre (n) se podrán reparar o cambiar utilizando un lubricador o herramienta para perforar la compuerta. 1.1- Verificar el funcionamiento interno del mecanis- mo de la válvula. 1.2- Operar hasta abrir o cerrar la válvula. · Si el volante de la válvula no gira se procede a cambiar rodamientos dañados. · Si el volante de la válvula gira: a) El perno del vástago está roto, entonces cambiar el perno. Procedimiento para cambiar el perno de corte del vástago o rodamiento. Esta operación puede efectuarse mientras la válvula esté bajo presión en la línea: 1. Afloje la cachucha de rodamientos con una llave Stilson 24. Tenga cuidado de que gire libremente, y elimine la cachucha. 2. Con un punzón quite el perno del adaptador. Ase- gúrese de que el adaptador no esté dañado. 3. Elimine el adaptador del vástago (revisar condi- ciones). 4. Extraiga los dos juegos de pistas y rodamientos del adaptador del vástago. Para la instalación de nuevos rodamientos: 5. Lubrique los nuevos rodamientos y pistas. Colo- que cada rodamiento entre un par de pistas. Cui- de que estén completamente limpias. 6. Limpie y lubrique el adaptador. 7. Instale un juego de rodamiento y pistas en el lado inferior del adaptador y otro juego en el superior. 8. Inserte el adaptador del vástago sobre el extremo del vástago y alinee el orificio para el perno del adaptador con el vástago. 9. Con un punzón, empuje el perno asegurándose que no sobresalga del hombro del adaptador; ten- ga precaución de no golpear los rodamientos, las pistas, o el adaptador del vástago. 10. Reemplace el anillo o del adaptador si es nece- sario. 11. Inspeccione la cachucha para asegurarse que nin- guna pista se haya quedado pegada con la grasa en el interior. 12. Limpie la cachucha y lubrique la rosca. 13. Instálela con una llave Stilson 24. 14. Gire el adaptador, en contra de las manecillas del reloj, para asegurarse que la compuerta está des- pegada del fondo del cuerpo; esto confirmará que el hombro de respaldo del vástago ya no está en contacto con el hombro del bonete. 15. Inyecte grasa por la cachucha hasta que el exce- so salga a través del orificio de alivio. 16. Opere la válvula para abrir y cerrar. 17. Si por alguna razón no se repara la válvula y se decide reemplazarla, se debe considerar lo siguiente: 17.1 Desfogue lentamente la presión de la TR por la otra rama del cabezal de producción. 17.2 Si la válvula dañada está instalada inmediata- mente al cabezal y está abierta, instale en la brida de la válvula exterior un lubricador para insertar un tapón en la rosca del cabezal, y po- der efectuar el cambio de válvula. 17.3 Seleccione previamente el tapón que va a usar considerando el diámetro de la válvula que se reemplazará. NOTA: El anillo o del adaptador puede permitir la instalación del rodamiento y pistas superiores. Existen otras operaciones de mantenimiento correc- tivo que implican mayor riesgo. En éstas se utilizan más barreras de control como el cambio de cabezal o del árbol de válvulas, para evitar un siniestro. Ejemplo 8: A continuación se muestra una secuencia para cam- bio de cabezal de producción. Consideraciones previas a la operación: a) Efectuar una reunión de trabajo. b) Contar con personal de seguridad y protección ambiental. c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos infla- mables, accesorios y herramientas.
  • 124. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 45 men por bombearse al pozo y afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que lleven éstas será diseñado el programa para des- plazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la ca- misa y esto influirá mas que si tuviéramos una tube- ría franca, por lo que es necesario conocer previa- mente las tuberías a través de las cuales se llevará cabo el lavado del pozo, y diseñar el programa más adecuado al mismo. c).- Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie. Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida y puede ocasionar problemas para tener una limpieza totalmente efectiva. d).- El tipo de fluido de control que se tenga en el pozo. Este es el factor más primordial, ya que dependien- do de las condiciones de éste, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densi- dad y viscosidad, considerando que mientras éstas propiedades sean mayores existirá una mayor dife- rencia de presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. e).- La efectividad del programa de desplazamiento. No debe sobrepasar las condiciones de que se dis- ponga en superficie. Es necesario primero verificar que se tengan todos los materiales y equipos pro- gramados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseñado para ello. Productos quimicos programados en el desplaza- miento Que la función de los productos químicos no se cum- pla por fallas de calidad de los mismos. Estar prepa- rados para tener productos químicos alternos para rediseñar en corto tiempo un programa de limpieza igualmente efectivo, o que realice la función que los otros productos no cumplieron. Se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los lodos utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y des- plazamiento efectivos del fluido de control hacia la superficie sin contaminación. Formas de desplazamientos Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmue- ra libre de sólidos o la combinación de ambos: Circulación Inversa Circulación Directa La selección del procedimiento más adecuado de- pende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión , así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimien- to que se tengan, de los resultados obtenidos de lo registros de cementación en la zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulación inversa Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculado, ésta circulación es más factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un maduro espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así mis- mo pueden utilizarse regímenes de bombeo más ele- vados con flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permi- tirá desplazamientos más efectivos y libres de conta- minantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como re- sultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración. 120 Procedimiento operativo 1. Si el colgador de tubería de producción no despe- ga del cabezal: a) Verificar que los yugos del cabezal estén retraídos en un 100%. b) Tensionar el aparejo de producción lo máximo permisible, de acuerdo con la resistencia a la ten- sión de la tubería de producción. c) Si el pozo lo permite, represionar por espacio anu- lar para ejercer una fuerza adicional a la tensión. d) Colocar sobre la bola colgadora algún solvente (diesel, aflojatodo). e) Llamar al técnico del fabricante. 2. Si no se logró recuperar el colgador: a) Preparar un nuevo cabezal similar al instalado. b) Si el pozo no tiene circulación, colocar tapón de sal y probarlo con 70 kg/cm2. c) Si el pozo tiene circulación, circular un tiempo de atraso. d) Observar que el pozo esté debidamente controla- do. 3. Si se tiene instalado un equipo convencional de mantenimiento. a) Levantar el aparejo de producción y sentarlo en cuñas sobre rotaria. b) Eliminar la válvula de contrapresión tipo H. c) Quitar el seguro de la mesa rotaria. d) Girar la sarta a la izquierda para desconectar lo más cerca posible al niple colgador. e) Eliminar todos los birlos que enlazan el cabezal de producción con el siguiente cabezal. f) Eliminar el conjunto de preventores. g) Levantar el cabezal con la bola colgadora junto con la TP que se desconectó, hasta que salga el siguiente cople. h) Revisar condiciones del anillo sellador y pistas del siguiente cabezal. i) Sentar en cuñas de plato el aparejo de produc- ción sobre el cabezal siguiente, cuidando que no se dañe el traslape de la TR. j) Desconectar el tramo superior junto con el cople siguiente. k) Con una doble maniobra al block, colgar el nuevo cabezal. l) En un tramo de tubería de producción conectar el niple colgador, e instalarle la válvula de contrapre- sión tipo H y el anillo sellador. m)Conectarse con el aparejo de producción a través del cabezal colgado. n) Levantar el aparejo para eliminar las cuñas de plato. o) Sentar el nuevo cabezal y apretarlo. p) Ajustar e instalar el colgador de tubería. q) Sentar la bola colgadora y el niple colgador sobre cabezal de producción. r) Reinstalar el conjunto de preventores y las conexio- nes superficiales. s) Probar el cabezal, el conjunto de preventores y las líneas superficiales. Ejemplo 9: Cambio de yugos dañados en el cabezal de producción Consideraciones previas a la operación: a) Efectuar una reunión técnica. b) Contar con personal de Seguridad y Protección Ambiental. c) Involucrar al personal técnico de la compañía. Figura 46 Cabezal de producción (Cortesía Cía. Cameron). `ˆt‚†ÃPƒ…r†‚…r† Thyvqh†ÃGh‡r…hyr† Tryy‚†ÃTrpˆqh…v‚† Colgador de tubería Cabezal de Producción Medio Árbol de Válvulas Línea de 1/4” de la VSC Línea de Control de la VSC Figura 47 Conexiones superficiales de un pozo pro- ductor marino (Cortesía de la Cía. Cameron). o l s
  • 125. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 44 días permitirá que el fierro se precipite, adicionar áci- do clorhídrico u otro ácido al medio filtrante no está permitido. El análisis de materiales taponantes del pozo indica- ron que los componentes de fierro y suciedad fue- ron los mayores constituyentes. Aditivos del lodo que constituyen los materiales taponantes: Bentonita, barita, ilmenita, carbonato de fierro, polímeros, carbonato de calcio, asfaltos, ceras, etc. Materiales para pérdidas de circulación que causan taponamientos: Arena, arcillas, calizas, dolomítas anhidritas, yeso, sales, lignitos, oxido de fierro, carbonato de fierro, mica, pirita, etc. Aceites crudos que causan taponamientos: Por su contenido de asfalténos y parafínas. Plancton y bacterias de agua de mar o laguna que causan taponamiento. Por herramientas en el fondo del agujero y que cau- san taponamiento. Recubrimiento de tubería o herramientas y recortes de fierro. Un procedimiento de desplazamiento, debe de ir siempre acompañado de la remoción y suciedad de pozo y equipo superficial. Para evitar la contamina- ción de las salmueras limpias y filtradas con los flui- dos de perforación o empacadores deberá utilizarse espaciadores adecuados compatibles con la salmue- ra, también deberán ser limpiados los equipos de presión y vacío, presas, válvulas, tuberías y mante- ner su limpieza mientras dure la operación. VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL El desplazamiento es el punto más importante, ya que del éxito de este dependerán los tiempos y cos- tos por lavado y filtración de los fluidos limpios. Objetivo del desplazamiento El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control por agua dulce y/o éste por fluidos limpios es con la finalidad de efectuar la remoción del fluido, enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. De igual manera al llevarse a cabo este des- plazamiento de fluido de control, es necesario man- tener la integridad y naturaleza del mismo, y que este sea desalojado lo más completo y homogéneo que sea posible y así reducir los tiempos por filtración y los costos operativos por un mayor tiempo de circu- lación al ser desalojado el fluido a la superficie. Para lo anterior deben utilizarse fluidos con características físico-químicas tales que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hacia la superficie del pozo. Es muy importante determinar el tipo de enjarre y/o los con- taminantes que se van a remover, para diseñar los fluidos con las propiedades adecuadas para efectuar el programa de desplazamiento del fluido de control. 3.8.2 Factores que intervienen en un desplazamiento Existen varios factores que pueden afectar el progra- ma de desplazamiento y deben ser considerados pre- viamente: Geometría del pozo y condiciones del equipo de superficie. a).- Condiciones de temperatura y presión del pozo. La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de control dentro del pozo, aunque éste será desplazado es necesario considerar la forma como pudiera afectar este factor a los fluidos diseña- dos para circulase dentro del pozo. La presión pue- de incidir drásticamente en el equilibrio de presio- nes, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluidos. b).- Diseño de las tuberías. Las tuberías tanto de producción y de revestimiento ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción influyen en el gasto o volu- 121 d) Mantener el contrapozo limpio de fluidos infla- mables. Procedimiento operativo 1.- Cuando por alguna razón, uno de los yugos esté dañado, la presión pase por alguno de ellos o no se pueda retraer, se procederá a la reparación o cam- bio del mismo. El procedimiento es el siguiente: a) Verificar que no haya presión entrampada entre el cabezal y el bonete. Utilizar la herramienta ade- cuada para activar la válvula de contrapresión, si- tuado en la brida del cabezal. b) Una vez despresionado, se procede a extraer el yugo, sacando 100% también la contra -tuerca c) Al recuperar el yugo verificar que: C.1. La rosca interior donde se alojó el yugo esté limpia y en condiciones. C.2. No tenga empaques alojados en su interior. 2.- Si se requiere cambiar el yugo: a) Colocarle empaques nuevos de tipo grafitado y metálico. b) Introducir el yugo empacado en la rosca interior del orificio del cabezal hasta hacerlo llegar al inte- rior del cabezal; posteriormente volverlos a retraer. c) Instalar contra -tuerca al yugo. Ejemplo 10: Por último se muestra el procedimiento para un cam- bio de cabezal de producción por daño (sellos se- cundarios en malas condiciones, pistas de anillo metálico dañadas, tazón dañado). Consideraciones previas a la operación: a) Efectuar reunión de trabajo y seguridad. b) Contar con el apoyo del Departamento de Seguri- dad y Protección Ambiental para verificar presen- cia de gas, y protección al equipo. c) Mantener el contrapozo limpio de líquidos infla- mables y viscosos. d) Que el área de trabajo esté libre de herramientas o accesorios que no se vayan a utilizar. e) Contar con todas las herramientas y accesorios que se van a usar y verificar que todo sea com- patible en cuanto a marca, tipo, libraje, y diá- metros. Procedimiento operativo 1.- Con pozo controlado y sin tubería dentro. a) Introducir tapón ciego recuperable (de acuerdo con el diámetro y libraje de la ultima TR que se tenga) a +/- 1000 metros. b) Anclar y probar hermeticidad con 1000 psia. c) Desmantelar piso falso, mesa rotaria y cartabones. d) Colgar 2 estrobos de acero de 1 x 15 metros cada uno en polea viajera. e) Desmantelar conjunto de preventores y líneas su- perficiales. f) Eliminar 100% los birlos y el cabezal de produc- ción. g) Revisarylimpiarpistasdesellodelsiguientecabezal. h) Revisar traslape de TR (tazón del cabezal, bisel, golpes, corte recto). De ser necesario, eliminar con una lima raspaduras o imperfecciones en el traslape de TR, que puedan dañar los sellos se- cundarios del nuevo cabezal de producción. i) Instalar anillo nuevo y bajar lentamente el cabezal hasta sentarlo en el cabezal inferior cuidando que al entrar al traslape de la TR entre uniforme en el área de los sellos del cabezal. j) Apretar los birlos (de 4 en 4 y en forma de cruz) del cabezal con válvulas instaladas. k) Probar hermeticidad de los sellos secundarios y el anillo por el orificio de prueba. l) Si la prueba es satisfactoria, desmantelar las ma- niobras de los estrobos. m)Instalar las válvulas laterales del cabezal, previa revisión de la pista de sellos. 8‚ythq‚…ÃqrÃUˆir…th `ˆt‚†ÃPƒ…r†‚…r† IvƒyrÃ8‚ythq‚… Hrqv‚ÃÈ…i‚yÃqrÃWiy‰ˆyh† Figura 48. Cabezal de producción de un pozo pro- ductor terrestre (Cortesía Cía. Cameron)
  • 126. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 43 nas moleculares que contienen oxigeno en sus radi- cales tales como éteres, esteres y aldehídos, sin em- bargo las cargas han sido en gran parte neutraliza- das así que pueden ser atraídos por ambas cargas positivas o negativas (cátodo o ánodo ). Esta acción química puede retardar la corrosión en algunos ca- sos debido a la adsorción física sobre la superficie del metal. Cuando un inhibidor catiónico se aproxi- ma al área catódica éste es atraído con relativa fuer- za y forma una película sobre el metal. El hidrógeno puede también formar una película sobre el cátodo; sin embargo ésta es fácilmente removida por ejem- plo, el nitrógeno contiene adherencia catiónica mu- cho mas fuerte al metal y no es removido por la pura presencia del oxigeno. De ésta manera el proceso de corrosión es detenido hasta que la película sea re- movida por alguna fuerza mayor. Una película es for- mada por el nitrógeno adherida al metal con la par- te expuesta al electrolito. La película es no conduc- tora y las reacciones de corrosión pueden ser retar- dadas por ésta separación de la fase reactiva. Los inhibidores orgánicos aniónicos son atraídos por el ánodo y una película es formada, teniendo su com- portamiento de la misma manera que los inhibidores catiónicos. Los inhibidores aniónicos pueden ser atraí- dos a la superficie del metal sin tener en cuenta sus cargas. El aceite (no iónico) atraído funciona como un recubrimiento primario sobre la superficie del metal. Este tipo de inhibidores hacen más capaz al aceite para extender y mojar la superficie del metal en una forma más eficiente que el aceite solo. Los inhibidores catiónicos y aniónicos también tienen ésta acción; sin embargo los inhibidores no iónicos son formulados con inhibidores iónicos para incremen- tar su efectividad. Inhibidores que eliminan el elemento corrosivo.- Los aditivos que atacan los elementos corrosivos en el fluido empacante son selectivamente dirigidos al O2 libre, bacterias aeróbicas y anaeróbicas. Estos aditi- vos reaccionan químicamente con el O2, CO2 o H2S para producir sales no reactivas o que maten a las bacterias. Estos productos son compatibles con los inhibidores de película y deben ser usados en con- junto con éstos productos químicos para dar formas de protección corrosiva. Medidas para el control de la corrosión de las sal- mueras.- medidor de la velocidad de corrosión de los metales en contacto con fluidos conductores. El medidor de corrosión, es un instrumento portátil que consiste de dos elementos, el cuerpo del instru- mento en sí y una sonda detectora de la corrosión, que provee medidas de la tasa de corrosión directa- mente en milésimas de pulgada por año (mpa) cuan- do es usado en fluidos con conductividad eléctrica tales como: aguas para enfriamiento, salmueras, agua de mar y aguas para sistemas de inyección a pozos petroleros. Una lectura adicional es la medida de la tendencia de la corrosión tipo localizada y sus rangos de lectura mínima y máxima son del orden de 1 a 1000 mpa respectivamente. Cuando la tasa de corrosión de un metal que está en contacto con un líquido corrosivo es alta, el número de átomos de la superficie del metal está siendo cam- biado a su forma iónica, es mayor que la tasa de corrosión mínima del metal. Si un pequeño voltaje es impuesto entre un metal y una solución corrosi- va, resulta una polarización. Una corriente eléctrica fluye sostenida por los iones formados en el proceso de corrosión. Esta corriente se incrementa tanto como la tasa de corrosión se incremente. La medida es rá- pida y sensitiva pero requiere que el fluido sea eléctricamente conductor. En la mayoría de los ca- sos las tasas de corrosión son leídas directamente del instrumento de medición. Coontaminantes mas comunes en los fluidos lim- pios. Fierro (óxido de fierro, hidróxido de fierro y recortes de fierro). El fierro es el contaminante más serio en salmueras pesadas, algunas salmueras o mezclas de salmueras son ligeramente ácidas por naturaleza y pueden disolver el ión fierro. El fierro puede dar un precipitado gelatinoso verde oscuro y puede causar problemas de filtración. El Fe + + algunas veces cam- bia a Fe + + + (precipitados café rojizo oscuro) el cual es más fácil de filtrar por su naturaleza cristali- na. Algunas compañías en filtración utilizan ácido clorhí- drico para mantener el ion fierro en solución y así evitar el taponamiento del medio poroso filtrante. De esta manera filtran la salmuera más fácil y rápida- mente. Usando ácido clorhídrico incrementará la acidez de la salmuera y agrava la situación, en muchos casos dejar la salmuera filtrada en almacenamiento unos 122 n) Instalar y probar el conjunto de preventores y las líneas superficiales. o) Probar cabezal de producción con probador de copas. p) Si el equipo es IH instalar cartabones, rotaria y piso falso. q) Recuperar al 100 % el tapón ciego. r) Continuar con programa operativo. Estimulaciones, fracturamiento e inducciones Después de la terminación, de un mantenimiento mayor o durante el propio desarrollo de la vida pro- ductiva de los pozos, se requiere, por lo general, res- taurar o mejorar las condiciones de flujo del interva- lo productor o inyector. Los medios más utilizados son las estimulaciones y fracturamientos, considera- dos también como mantenimiento menor. Los aspectos más relevantes sobre esta técnica, se detallan en el punto 5 de la sección de termina- ción. Consideraciones generales para la elaboración del programa de mantenimiento a pozos Al planear y desarrollar el programa de mantenimien- to de un pozo se requiere tomar en consideración las siguientes aspectos: a) Objetivo de la intervención. b) Requerimientos básicos de información. c) Secuencia operativa. d) Problemas comunes en el área. e) Tipo de pozo (terrestre o marino). f) Costo de la intervención. Objetivo de la intervención Determinar los alcances de la intervención con base en las características específicas requeridas en el reacondicionamiento del pozo. Requerimientos básicos Al efectuar un programa de intervención de man- tenimiento, el diseñador debe realizar una recopi- lación completa de los antecedentes del pozo y de los datos de tomas de información (registros de producción, toma de muestras, calibraciones), tales como: 1. Estado mecánico. 2. Columna geológica real. 3. Posición estructural con respecto a pozos veci- nos. 4. Perfil de desviaciones. 5. Características de los fluidos: a) Utilizados durante la perforación. b) De control. 6. Presión y temperatura de fondo. 7. Tipo y características de los fluidos producidos. 8. Conexiones superficiales. 9. Intervalos con posibilidades de producción. 10.Antecedentes de perforación. 11.Antecedentes de terminación. 12.Antecedentes de reparaciones. 13.Intervenciones sin equipo. 14.Historia de producción y características de flui- dos producidos. El análisis de la información recabada, junto con el objetivo de la intervención, nos permite contar con un panorama amplio en cuanto a aspectos de la planeación, como tiempo, costo y riesgo: factores importantes en la toma de decisiones. Secuencias operativas Es el conjunto de eventos ordenados secuencial- mente para alcanzar el objetivo planteado en la inter- vención, dentro del marco de seguridad al personal y de protección al medio ambiente y optimizando los recursos existentes para efectuar la intervención en el menor tiempo y costo posibles. Diferencia en secuencia operativa de mantenimiento entre pozos terrestres y costa-afuera Podemos considerar que las secuencias operativas de mantenimiento entre pozos terrestres y marinos son las mismas, a excepción de que los marinos, por norma de seguridad, requieren contar con una vál- vula en sus aparejos de producción subsuperficial de control, también llamada de tormenta. El mane- jo de dicho accesorio requiere de operaciones adi- cionales que finalmente marcan la diferencia. Válvula subsuperficial de control Las Válvulas Subsuperficiales de Control (VSC) son accesorios utilizados, por norma de seguridad, como barreras de control en los pozos costafuera de la di-
  • 127. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 42 erosión-corrosión puede causar picaduras, extensi- va demanda de fallas. Metales sujetos a ciclos de tensión desarrollará rom- pimientos por fatiga y esto puede crecer hasta com- pletar la falla. La vida de la fatiga del material siempre será menor en un ambiente corrosivo aún bajo con- diciones corrosivas que presenten pequeñas o muy pocas evidencias de corrosión. Factores que afectan la tasa de corrosión pH.- en presencia de O2 disuelto la tasa de corrosión del acero en el agua es relativamente constante en- tre valores de 4.5 y 9.5 pero se incrementa rápida- mente a valores altos. Temperatura .- en general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con la temperatura. Velocidad.- en general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con altas tasas de velocidad de flujo. Heterogeneidad.- variaciones localizadas en su com- posición o micro estructuras pueden incrementar las tasas de corrosión. El anillo de corrosión que es al- gunas veces encontrado cerca del área de juntas en la tubería que no han sido propiamente tratadas es un ejemplo de corrosión causada por estructuras de material no uniforme. Alta Tensión.- Areas expuestas a las altas tensiones, puede corroerse más rápidamente que áreas de baja tensión. (Los tramos que van justo arriba de los Drill Collars, seguido presentan corrosión, particularmente debido a altas tensiones). Inhibidores de corrosión Los inhibidores de corrosión son utilizados para re- tardar temporalmente el deterioro del metal causado por los agentes corrosivos (O2 , CO2 , H2 S, ácidos, sal- mueras) los inhibidores de corrosión no suspenden la corrosión, pero si la disminuyen considerablemen- te. Las tuberías del pozo generalmente están consti- tuidas de aleaciones, conteniendo Fierro y Carbono como compuestos principales de la aleación. El ata- que sobre el metal se manifiesta en la forma siguien- te: dada la tendencia característica del Fierro metáli- co a donar electrones, se establece que en determi- nados sitios microscópicos de la superficie metálica (sitios Anódicos) el fierro libera electrones dentro de la estructura cristalina del metal, desplazando otros electrones y estableciéndose un flujo de corriente hacia otro sitio microscópico del metal llamado Cátodo. Simultáneamente en los sitios catódicos los hidrógenos iónicos capturan electrones para conver- tirse en hidrógeno monoatómico, éstos a su vez cap- turan electrones para transformarse en hidrógeno molecular gaseoso, en esta forma se produce Fierro iónico que entra en solución e hidrógeno molecular. La corrosión del acero es uniforme en naturaleza, sin embargo por el efecto del inhibidor puede producir- se una corrosión localizada, esto debido a que los inhibidores pueden degradarse o ser insuficiente la película adsorbida. Esto depende de la temperatura, concentración del agente corrosivo, tipo de metal, entre otros factores. La corrosión localizada se mani- fiesta generalmente por cavidades que se forman en la superficie metálica y es mucho más grave que la corrosión uniforme. Inhibidores de corrosión que forman película.- La mayoría de los aditivos para prevenir la corrosión en las salmueras son aditivos de formación de película. Un grupo general es llamado Aminas formadoras de película y pueden contener Aminas primarias, secundarias, terciarias y cuaternarias y son más efec- tivas en salmueras que no contienen ZnBr2. Depen- diendo del tipo de Amina, su estabilidad térmica tie- ne un rango de 137°C. A 204°C. Los inhibidores de corrosión usados en la industria petrolera son prin- cipalmente compuestos de materiales orgánicos, de- bido a su alta eficiencia a la protección corrosiva bajo las condiciones del pozo. Los agentes con actividad superficial caen dentro de tres clasificaciones que son: catiónicas, aniónicos y no iónicos. Los inhibidores catiónicos son en general a base de aminas formadas con uno o más átomos de nitróge- no. En éste estado el nitrógeno tiene un poder de carga positiva y puede ser atraído a una superficie catódica. Los inhibidores aniónicos son atraídos a una superfi- cie anódica y son formados alrededor de un r